Versión No. 1 Página 96documentacion.ideam.gov.co/openbiblio/bvirtual/005125/ESTACION3.pdf · utilizada en la prueba de estanqueidad ... los sistemas de almacenamiento y para los

Versión No. 1 25/09/99

Página 96

MMAANNEEJJOO AAMMBBIIEENNTTAALL DDEE EESSTTAACCIIOONNEESS DDEE SSEERRVVIICCIIOO

EETTAAPPAA DDEE OOPPEERRAACCIIOONN

Versión No. 1 25/09/99 5.3.1 PRUEBAS Y CALIBRACIONES

EST-5-3-1 Página 97

1 OBJETIVOS

Presentar un resumen de las pruebas y calibraciones que se deben realizar para garantizar un correcto funcionamiento de los equipos de la estación de servicio.

2 IMPACTOS A MITIGAR

- Contaminación de suelos y aguas subterráneas por posibles fugas.

3 CRITERIOS AMBIENTALES

- En caso que se utilicen pruebas hidrostática, disposición adecuada del agua utilizada en la prueba de estanqueidad

- Afectación a suelos y aguas subterráneas de la zona

4 ACTIVIDADES

De acuerdo con el decreto 1521 de 1998 expedido por Ministerio de Minas y Energía, para empezar a operar la estación de servicio se deben llevar a cabo una serie de pruebas y calibraciones que garanticen la correcta instalación y la operación normal de los sistemas. Las pruebas deben efectuarse en presencia del propietario o representante legal de la estación y de un funcionario de la autoridad competente, quienes firman un acta de cumplimiento de las pruebas, calibraciones y aforos.

4.1 Pruebas

Antes de iniciar operaciones se deben realizar las pruebas de hermeticidad para los sistemas de almacenamiento y para los sistemas de conducción, para ello se debe seguir las recomendaciones dadas en las fichas EST-5-2-3 y EST-5-2-4. Una descripción general de la prueba de hermeticidad se encuentra en la ficha EST-5-3-2.

4.2 Calibraciones

Surtidores y dispensadores deben calibrarse para garantizar que sus lecturas, tanto de volumen de combustible distribuido como de su precio, sean correctas. En la calibración, se debe usar un recipiente con capacidad para contener cinco (5) galones de combustible, el cual, debe estar calibrado y certificado por el Centro de Control de Calidad y Metrología de la Superintendencia de Industria y Comercio u otra entidad debidamente acreditada ante el Ministerio de Minas y Energía. La calibración debe realizarse de acuerdo a lo estipulado por el decreto

1521 de 1998 del Ministerio de Minas y Energía, artículo 31 o la normatividad que lo reemplace. La calibración debe hacerse para todos y cada uno de los distribuidores de combustible de la estación en forma completamente independiente.

La calibración de surtidores y dispensadores debe llevarse a cabo en presencia de un funcionario de la autoridad competente y de los propietarios o los representantes legales de la estación. De la calibración de los sistemas de distribución debe existir un acta, en la cual se registra el procedimiento y los resultados de la calibración. Esta acta debe ser firmada por las personas que presenciaron la calibración y sobre las cuales recae cualquier responsabilidad en caso de infracción a lo estipulado por la ley.

Procedimiento:

1. Llenar el recipiente calibrador con combustible a su capacidad total con el fin de humedecerlo. Posteriormente se desocupa devolviendo el contenido al tanque de almacenamiento.

2. Llevar a ceros (0) la lectura de volumen del sistema de distribución.

3. Con la Pistola del distribuidor a su máxima tasa de flujo, se llena el recipiente calibrador con cinco (5) galones de combustible de acuerdo a la lectura del equipo distribuidor.

4. Anotar la lectura del recipiente calibrador, determinando el número de unidades en exceso o defecto con respecto a la lectura del equipo distribuidor.

5. Desocupar el recipiente calibrador.

6. Utilizando la pistola del distribuidor parcialmente cerrada, llenar el recipiente calibrador con cinco (5) galones de combustible de acuerdo a la lectura del distribuidor. En este caso la operación de llenado debe tomar aproximadamente un minuto.

7. Repetir el paso 4.

8. Determinar si el equipo distribuidor está descalibrado, esto es si existen diferencias (defecto o exceso) entre las lecturas del sistema distribuidor y el recipiente calibrador.

Versión No. 1 25/09/99 5.3.1 PRUEBAS Y CALIBRACIONES


9. El margen de calibración establecido es más o menos 7 pul3 o líneas en relación con la línea 0 del distribuidor. (Artículo 30 del Decreto 1521/98 del Ministerio de Minas y Energía).

10. Calibración de las registradoras del surtidor, para ello se multiplica el volumen registrado por el precio/galón establecido para la zona y se determina si existe o no diferencia entre éste y el precio marcado en la registradora del distribuidor.

11. Si el distribuidor está calibrado se procede, con el permiso de la autoridad pertinente, a instalar los sellos de seguridad para el distribuidor.

12. Levantar un acta en donde se resumen todas las actividades de la calibración de los equipos.

Versión No. 1 25/09/99 5.3.2 PRUEBAS DE ESTANQUEIDAD PARA TANQUES EN

OPERACION


1 OBJETIVOS:

Presentar un procedimiento básico para realizar pruebas de estanqueidad en tanques, que permita determinar si existen fugas en el sistema de almacenamiento.


Contaminación de suelos y aguas subterráneas por posibles fugas de combustibles.


- Disposición adecuada del agua utilizada en la prueba: Si la prueba es hidrostática y se realiza en tanques que han contenido combustibles, el agua que se utilice en la prueba quedará mezclada con estos, por lo cual debe tratarse o disponerse posteriormente.

- Afectación a suelos y aguas subterráneas de la zona: Si existe una alta probabilidad de que el tanque presente fugas se debe escoger un líquido de prueba que sea inocuo al medio ambiente.

4 ACTIVIDADES

Las pruebas de estanqueidad se realizan para detectar y/o confirmar posibles fugas en los sistemas de almacenamiento de combustible; los tanques nuevos deben probarse a presión antes de su instalación para verificar sus condiciones de hermeticidad, ver (EST-5-2-3). Después de la instalación y durante toda su vida útil, los tanques deben someterse a pruebas regulares de estanqueidad, especialmente, cuando existe una sospecha de fuga en los sistemas de almacenamiento.

Las pruebas de hermeticidad pueden verse afectadas por varios factores, entre ellos:

− Temperatura: Cambios en la temperatura durante la prueba puede alterar los resultados de ésta, especialmente en aquellas que utilizan métodos volumétricos. El volumen de un líquido está directamente relacionado con la temperatura del medio y con la temperatura en sí del líquido, por eso, cuando este factor no se considera, las pruebas de hermeticidad pueden registrar cambios iguales o inclusive mayores a 0.05 galones por hora, que no representan realmente fugas de combustible, lo cual puede generar falsas

alarmas. La temperatura debe tomarse y monitorearse a lo largo de la prueba de hermeticidad para descontar los efectos que ella pueda causar sobre las lecturas.

− Deformación del tanque: Este factor se refiere al cambio en la forma del tanque que toma lugar, cuando éste se somete a presión, como es el caso de algunas pruebas de hermeticidad. Es muy importante que se deje reposar el tanque una vez se ha llenado con combustible o el líquido de prueba para prevenir que un cambio en la forma del tanque produzca una falsa alarma de fuga.

− Evaporación: En algunas pruebas se miden los niveles del líquido durante períodos de tiempo que varían entre 1 a 2 horas, en este período puede presentarse evaporación del líquido de prueba, especialmente si éste es un combustible volátil.

− Burbujas de vapor: Toma en cuenta el aire o vapor que queda atrapado dentro del tanque y que puede distorsionar las lecturas de niveles. Debido a que el aire es un gas compresible, cualquier cambio en la presión del tanque puede generar este tipo de burbujas que afectan considerablemente las lecturas de la prueba. El aire queda atrapado no sólo en el tanque, si no también en las tuberías asociadas a él, lo que hace más difícil controlar este parámetro durante la ejecución de las pruebas.

− Nivel freático: El nivel del agua fuera del tanque puede enmascarar una fuga de combustible durante una prueba de hermeticidad. Si el nivel freático es tal que contrarresta la presión en el tanque, la fuga del líquido de prueba se ve inhibida aún si existe un orificio en este. La forma más sencilla de eliminar los efectos de éste factor es, garantizar que la presión dentro del tanque es mayor a la del medio (ej. Nivel del líquido dentro del tanque mayor al nivel freático). Cuando se presenta este tipo de situaciones se debe tener en cuenta:

1. Para el mismo tanque puede existir una condición en la cual, el agua del medio entra al tanque y otra en la cual, el líquido del tanque sale al medio.

2. Con el fin de determinar la intrusión de agua al tanque a partir de la prueba de presión ( cuando la presión en el tanque es mayor que la del medio) esta debe realizarse usando dos presiones diferentes.


OPERACION


− Características del tanque y de la tubería: Este factor se refiere a la configuración específica del tanque, y tiene que ver principalmente, con aquellos sistemas de almacenamiento, en donde los tanques están interconectados, lo cual aumenta las probabilidades de obtener resultados erróneos en las pruebas. Algunos métodos pueden detectar si la fuga está en el tanque o en alguna de las tuberías en cuestión.

Existen diferentes métodos para realizar las pruebas de estanqueidad, entre los cuales se encuentran: métodos volumétricos y no volumétricos. En general el tipo de método a utilizar en la prueba depende de las recomendaciones dadas por el fabricante y debe escogerse de tal forma que tome en cuenta los factores expuestos anteriormente (efectos de temperatura, deformación del tanque bajo presión, evaporación del líquido de prueba, efectos del nivel freático, aire atrapado, y configuraciones del tanque). Entre los métodos de prueba se tienen:

− Pruebas de baja precisión: Se mide el nivel del agua dentro del tanque por un período de 24 horas usando la vara de medida (con precisión al mm) y la pasta para detectar agua. Para utilizar este método el tanque debe estar lleno a menos del 25% de su capacidad total y no se debe recibir suministro de combustible en este tanque, durante el período de prueba para eliminar la posibilidad de agregar agua por este medio. Si el cambio en el nivel del agua en el tanque es mayor a 1.5 mm se debe sospechar de la presencia de una fuga en el tanque. Un cambio en el nivel del agua igual o mayor a 5 mm confirma, sin lugar a dudas, la presencia de fugas en el tanque.

Este mecanismo puede variarse un poco para determinar agua en tanques que están llenos a más del 75 % de su capacidad. En éste caso es importante que la prueba se lleve a cabo por lo menos 6 horas después de que se ha recibido el combustible y que durante la prueba no se retire o suministre combustible al tanque.

− Pruebas de Precisión: Estos métodos deben ser realizados por personal calificado. En ellos se toman en cuenta todos los factores que pueden alterar los resultados de las pruebas. De acuerdo con especificaciones de la EPA y de NFPA 329, una prueba de precisión, es aquella que puede determinar fugas de 0.1 galones por hora con probabilidad de detección de 95% y una falsa alarma de 5% Este tipo de pruebas puede realizarse tanto por métodos volumétricos como por métodos no volumétricos.

− Método volumétrico: En este método se miden, durante un período de tiempo predeterminado, las variaciones en volumen del líquido de prueba

almacenado en el tanque. Diferencias sustanciales entre el volumen inicial y volumen final del líquido durante el período de prueba, pueden indicar fugas en el tanque. El método puede verse afectado por la temperatura tanto del tanque como del líquido de prueba por lo cual, debe medirse con extrema sensibilidad cualquier cambio de temperatura que se presente durante esta. Este tipo de pruebas puede llevarse a cabo usando como líquidos de prueba agua o combustible

Volumétricas con agua: En este sistema, el tanque se desocupa y se llena con agua cuyo nivel se toma constantemente para determinar cambios que puedan atribuirse a fugas. Sus principales desventajas son:

− El tanque debe estar fuera de servicio durante el tiempo que dure la prueba y el tiempo que se requiera para evacuar el agua,

− Se requiere de un sistema apropiado para la extracción, tratamiento y/o disposición del agua contaminada por hidrocarburos.

Volumétricas de precisión con combustible: Su principal ventaja radica en que la información se toma directamente del producto que se encuentre en el tanque, por lo que no es necesario vaciar y llenar con agua los tanques a probar. Como no es necesario cambiar el combustible del tanque este tipo de pruebas puede programarse para que no interfiera con las actividades de la estación, sin embargo, por ser un método volumétrico se necesita que la temperatura en el tanque sea estable, razón por la cual se debe dejar reposar el tanque después de una entrega de combustible para permitir que la sonda de medida se equilibre. La prueba puede tomar 5 horas, a pesar de que el registro de medidas toma sólo dos horas.

Con este mecanismo se pueden probar tanques que estén entre el 10% y el 95% de su capacidad y puede usarse la sonda dentro de cualquier tipo de producto. Por lo general las pruebas volumétricas que se realizan en tanques a menos del 95% de su capacidad están acompañados de una prueba para la zona seca en la cual se graba el sonido del interior del tanque antes y después de producir un vacío de 1 psi en el mismo. De esta forma se determina si existe una fuga o no en la parte vacía del tanque.

Es importante aclarar que este tipo de pruebas no debe llevarse a cabo en tanques que tienen una alta probabilidad de fuga (por desbalances de inventarios, mal funcionamiento de equipo, o producto libre detectado en la estación) ya que la presión que se induce durante la prueba puede facilitar la migración del combustible almacenado en el tanque hacia el medio.


OPERACION


− Métodos no volumétricos: Estos métodos se basan en medidas de sonido o presión, entre otras. Su principal desventaja radica en la complejidad de análisis de los resultados de la prueba, que hace indispensable la participación de profesionales especializados.

No volumétrico (vacío): En ésta prueba se produce un vacío en el tanque (0.5 psi) para crea una presión negativa de tal forma que facilite la entrada de agua y/o aire del medio al tanque. En el tanque se instala un micrófono bajo el nivel del combustible capaz de detectar el sonido que genera una burbuja de aire cuando ésta entra al mismo. En los orificios o defectos del tanque, se generan burbujas, las cuales al vencer la tensión superficial se separan del tanque y van hacia la superficie del combustible generando una pulsación en el volumen del tanque con una frecuencia característica que es directamente proporcional al radio de la burbuja. Esta pulsación se registra por medio del micrófono y se graba para su análisis por parte de personal técnico. De esta forma se determina si existen orificios en la superficie del tanque. Para los casos en que el nivel freático esta por encima del nivel de combustible, las posibles fugas se detectan, monitoreando los cambios de nivel en el agua dentro del tanque por medio de un detector de presión. Este tipo de pruebas toma un período de 2 horas y no requiere que el tanque salga de operación, así mismo éste puede estar entre el 5% y el 95% de su capacidad.

− Prueba hidrostática: Estas pruebas se llevan a cabo tanto en tanques nuevos como en tanques en operación. La prueba se realiza llenando el tanque con agua y aplicando sobre ella una presión manométrica de 0.5 kg/cm2 durante dos horas, período en el cual se monitorean los cambios de presión dentro del tanque. Es importante señalar que este tipo de pruebas no tiene en cuenta los cambios de temperatura que pueden afectar drásticamente la presión dentro del tanque, ni los otros factores señalados con anterioridad, generando falsas alarmas o inclusive enmascarando fugas, si no se tienen en cuenta los efectos del nivel freático sobre el tanque. En tanques que han contenido combustibles, las pruebas hidrostáticas no son seguras ya que la mezcla de vapores sobre la superficie del agua en tanques que han contenido combustibles, puede resultar explosiva o generadora de fuentes de ignición, así mismo es importante señalar que una sobre-presión del tanque puede causar su ruptura desencadenando problemas ambientales más graves. (Normalmente la presión sobre los tanques no puede ser mayor a 5 psi).

.

Versión No. 1 25/09/99 5.3.3 RECIBO DE COMBUSTIBLE


1 OBJETIVO:

Describir un procedimiento para las operaciones de recibo de combustible que evite que se presenten sobrellenados del tanque y/o derrames de combustibles.


- Contaminación de suelos y aguas subterráneas por derrames de combustibles.

- Riesgos de incendios y explosiones

- Emisión de Vapores


− Distancias mínimas y/o protección de alcantarillados públicos

− Distancia a fuentes de ignición

4 ACTIVIDADES

4.1 Sobrellenado

Cuando un tanque es sobrellenado se producen escapes de combustible por la boca de llenado y por las uniones en el tope del tanque, o en la tubería de desfogue.

Para evitar derrames por sobrellenado se deben seguir las siguientes normas en las operaciones de recibo de combustible:

- Asegurarse de que hay espacio suficiente en el tanque antes de hacer la entrega del producto.

- Supervisar visualmente la entrega total de producto para prevenir el sobrellenado.

- Utilizar los dispositivos de prevención para sobrellenado instalados en el tanque. ( Ver EST-5-2-3)

4.2 Derrames durante el llenado de tanques

Generalmente los derrames ocurren cuando la conexión entre la manguera del carrotanque y la boca de llenado se desajusta. Para evitar este tipo de derrames

se deben seguir las prácticas estándares de llenado. El operario del carrotanque y el operador de la estación de servicio deben supervisar toda la operación de descargue, para lo cual seguirán las siguientes instrucciones:

- Parquear el carrotanque donde no cause interferencia, de tal forma que quede en posición de salida rápida.

- Instalar el extinguidor cerca de las bocas de llenado.

- Instalar vallas o conos para bloquear el tráfico en la zona de descarga.

- Verificar que no haya fuentes de ignición en los alrededores, tales como cigarrillos encendidos, llamas, etc.

- Verificar que el carrotanque tenga los sellos en su sitio y verificar que las cantidades solicitadas coincidan con las entregadas.

- Medir los tanques para garantizar que tengan el cupo disponible para recibir el producto.

- Verificar el correcto acople de las mangueras con la boca de llenado.

- El operador debe ubicarse donde pueda ver los puntos de llenado y en posición de rápido acceso a la válvula de descarga.

- Después de la entrega verificar que los compartimentos del carrotanque estén vacíos antes de desconectar las mangueras.

- En caso de derrame o incendio seguir los procedimientos del plan de contigencia (ver EST-5-3-11)

- Mantener cerrada las bocas de tanques y corrotanques

- Cerrar el área circundante a la zona de descarga en un radio no menor de 10 m.

- Drenar las mangueras hacia el tanque una vez se termine el llenado.

- Reportar inmediatamente al superintendente del mayorista cualquier derrame o contaminación de producto.

4.3 Conexiones

Los derrames durante el llenado pueden evitarse además, usando conexiones herméticas entre la manguera del carrotanque y la boca de llenado del tanque. En la actualidad existen diferentes tipos de conexiones, la más utilizada es la

Versión No. 1 25/09/99 5.3.3 RECIBO DE COMBUSTIBLE


unión de desconexión rápida, sin embargo la conexión que minimiza derrames es la unión de desconexión seca. En la Figura 5-50 se presenta un esquema de los tipos de desconexión existentes y de su capacidad para evitar derrames, una vez se ha realizado la desconexión.

Figura 5.50 Tipos de desconexión. Adaptado de Rizzo, 1991

Versión No. 1 25/09/99 5.3.4 DISTRIBUCION DE COMBUSTIBLE


1 OBJETIVO:

Describir un procedimiento para las operaciones de distribución de combustible para evitar derrames.


- Contaminación de suelos y aguas subterráneas por derrames de combustibles.

- Riesgos de incendios y explosiones


- Distancias mínimas y/o protección de alcantarillados públicos

- Distancia a fuentes de ignición

4 ACTIVIDADES

Durante la operación de la estación se debe garantizar que la longitud de las mangueras proporcione una buena conexión entre el dispensador/surtidor y la boca del tanque del vehículo, sin exceder los 5.5 m de longitud (NFPA 30A). Cuando no se está distribuyendo combustible la manguera debe conservarse sobre la isla colgada en el surtidor para evitar que los vehículos transiten sobre ella; debe mantenerse en una longitud adecuada para impedir los riesgos potenciales de desprendimiento e impedir que los conductores de los vehículos o los operarios se enreden en ella, pierdan el equilibrio y se ocasionen lesiones.

Derrames durante el llenado de los tanques de los vehículos.

La mayoría de los derrames durante esta etapa de la operación se deben a desprendimientos de las mangueras de los surtidores y/o dispensadores, por desajuste entre la pistola y el tanque y/o por descuidos en la interrupción oportuna del flujo de combustible. Los derrames durante la distribución de combustible pueden evitarse o disminuirse combinando una buena organización y limpieza en las islas con un buen procedimiento de llenado de los tanques de los vehículos. Entre las prácticas estándares para la distribución de combustible se encuentran:

- Garantizar que la distancia entre el vehículo y el surtidor permita una conexión sin tensión entre la manguera y el tanque.

- Asegurarse de que el motor del vehículo este apagado para empezar la distribución del combustible.

- Asegurarse de que existe la señalización de NO FUMAR y del tipo del combustible que se va a suministrar.

- Hacer respetar vehementemente las normas de NO FUMAR.

- Garantizar que la pistola del equipo de distribución está dentro del tanque del vehículo cuando se inicia la distribución.

- Ubicar vehículos dentro del área protegida por las canaletas de contención.

- Marcar exactamente la cantidad de combustible deseada por el usuario, bien sea en galones o en precio.

- Supervisar en todo momento el llenado del tanque para tener tiempo de reaccionar y cerrar oportunamente el mecanismo de llenado de la manguera.

- Garantizar que no exista combustible fluyendo a través de la manguera cuando ésta se retira del tanque del vehículo.

- Colgar nuevamente la manguera y verificar que toda su longitud se encuentre sobre la isla.

- Si se presentan derrames seguir los procedimientos establecidos para contingencias (ver EST-5-3-11)

- Reportar inmediatamente al superintendente del distribuidor mayorista cualquier derrame ocurrido durante la distribución de combustible que no haya sido controlado.

- No desactivar el seguro automático de la pistola. Frecuentemente, se desactiva el seguro de la pistola con el fin de sobre llenar los tanques de los vehículos, esta práctica debe prohibirse completamente.

Versión No. 1 25/09/99 5.3.5 CONTROL DE INVENTARIOS


1 OBJETIVOS

Presentar un procedimiento para el correcto control de inventarios de combustibles.

2 IMPACTOS A PREVENIR O MITIGAR

Contaminación de suelos y agua superficial y subterránea por derrames y o fugas de combustibles.

3 ACTIVIDADES

El control de inventarios1 es la forma más fácil y económica para detectar fugas, además durante la operación de la estación el control de inventarios sirve para:

- Prevenir cierres de la estación por problemas de seguridad industrial o problemas ambientales.

- Contar con información sobre la demanda de combustibles.

- Conocer cuando y cuanta gasolina se requiere ordenar para abastecer la estación.

- Detectar desbalances de inventarios cuando estos ocurren.

- Identificar facturas erróneas o robos.

- Determinar fugas de producto minimizando su impacto sobre el medio ambiente protegiendo a empleados y clientes.

1 El control de inventarios es mandatorio para todas las estaciones de servicio que se encuentren dentro de la jurisdicción del DAMA. La información de la reconciliación mensual de inventarios debe conservarse, por lo menos durante un año, pues en cualquier momento puede ser requerida por los representantes del DAMA.

El método comprende tres etapas: la primera etapa corresponde al INVENTARIO DE LIBRO, esto es al registro diario de: combustible recibido, utilizado dentro de la estación y vendido.

La segunda etapa corresponde al INVENTARIO FISICO. En esta parte se registra el agua y el producto almacenado en el tanque por medio de la lectura directa de niveles. La lectura se hace con varas de medida (con precisión al milímetro) o con sistemas automáticos de lectura de niveles.

La tercera y última etapa es la reconciliación del INVENTARIO DE LIBRO con el INVENTARIO FISICO. La reconciliación debe hacerse como mínimo a nivel diario y a nivel mensual. En esta etapa se debe tener en cuenta que las discrepancias entre los inventarios no implican necesariamente una fuga; desbalances en el inventario pueden deberse a: cambios en la temperatura del combustible, cambios en los niveles de agua en el tanque, errores en la calibración de los sistemas de medida, errores de lectura del sistema de aforo, errores matemáticos o pérdidas por robo, entre otros.

El registro diario de niveles de combustibles se realiza llenando la forma de INVENTARIO DIARIO de la estación (ver Tabla No 5.8). Posteriormente, se realiza por parte del administrador de la estación, una consolidación mensual del inventario diario cuyo registro se lleva en la forma INVENTARIO MENSUAL de la estación (ver Tabla No. 5.9). Esta consolidación se realiza también a nivel trimestral por parte de los distribuidores de combustible.

Un buen inventario de combustibles debe seguir un procedimiento adecuado para la toma y el registro de las lecturas de niveles. Cuando la consolidación de inventarios produce una diferencia con el combustible medido mayor al 0.5% del total de las ventas se ha detectado una fuga o pérdida anormal de combustible, la cual debe ser investigada.

El control de inventarios se lleva a cabo por medio de la reconciliación diaria y mensual de los inventarios de libro con los inventarios físicos, por esta razón es importante que ambos inventarios se realicen y se registren correctamente. A continuación se presentan los pasos generales que se deben seguir al final de cada día para realizar un correcto registro y control de inventarios.



3.1 Inventario de libro

El primer paso es el registro del inventario de libro, el cual está basado en las lecturas de los medidores de los equipos de entrega de combustibles de la estación; en él se registra el combustible recibido, usado y vendido durante el día. El registro de cada uno de estos valores se hace en las respectivas casillas de la tabla de inventario diario. En la tabla No. 5.8 se muestra un ejemplo de tabla para el control de inventarios diario. Al final de cada día se debe:

- Leer y registrar la lectura de cada medidor de los dispensadores/surtidores al cierre de la operación.

- Anotar cualquier cambio de medidores que se realice en la estación. Para ello, se debe registrar tanto la lectura del medidor reemplazado como la lectura inicial del medidor nuevo.

- Registrar cualquier cantidad de combustible que se haya usado en la calibración de los medidores y que haya sido retornada al tanque.

- Determinar el total de la lectura de medidores del día anterior.

3.2 Inventario físico

Así mismo, al final de cada día se debe adelantar el registro del inventario físico, el cual está basado en el registro del nivel del combustible y del agua en el tanque. La medida de nivel se realiza con varas de medida o con sistemas automáticos de detección de niveles.

Utilizando las varas de medida se puede determinar y registrar en la tabla de inventario físico (ver Tabla No. 5.8) los valores de:

- Nivel de combustible.

- Nivel de agua en el tanque

- Cantidad de combustible que se retiró del tanque y que no pasó a través de los medidores.

Como puede deducirse, el control de inventarios se basa en medidas de niveles de combustible, por lo tanto es muy importante que durante la toma de estas medidas no se adicione o retire combustible del tanque, y que en lo posible las medidas de niveles las realice la misma persona.

Errores en el procedimiento o en el registro de estas lecturas, reflejan pérdidas de combustible que pueden confundirse con fugas, por esta razón, se presenta un procedimiento básico a seguir cuando se realiza la lectura de niveles usando varas de medidas.

3.3 Lectura de niveles usando varas de medida:

Recomendaciones generales:

- Introducir cuidadosamente al tanque la vara de medida, conservándola en posición vertical hasta que toque el fondo de éste. La vara debe introducirse en el mismo punto cada vez que se toma una lectura.

- Para evitar problemas de capilaridad no se debe dejar que la regla este en contacto con el combustible por más de 2 o 3 segundos.

- Retirar la regla en forma rápida si se esta leyendo niveles de combustible o lentamente si se están leyendo niveles de agua en el tanque.

- La regla debe estar seca cada vez que se introduce al tanque.

- Las lecturas deben realizarse con una exactitud de 3 mm, por lo cual se recomienda tomar varias veces la misma lectura para obtener un promedio de ellas (por lo menos dos veces).

- Cada día se deben registrar los niveles de agua en el tanque. En éste caso se aplica la pasta para detección de agua en la parte final de la regla, aproximadamente en los últimos 15 cm. Al entrar en contacto con el agua la pasta cambia de color y registra el nivel de agua.

- Si los niveles de agua son mayores a 2.5 cm se debe proceder a retirarla del tanque. Niveles de agua inferiores a 2.5 cm son aceptables.



- De existir un nivel de agua en el tanque éste debe descontarse del nivel de combustible que se ha registrado en las lecturas.

- Convertir los niveles de combustible y de agua a volumen, utilizando las tablas de aforo que el fabricante proporciona para cada tanque. Cada tanque debe tener su propia tabla de aforo.

3.4 Inventario combustible recibido

Para llevar un correcto inventario de combustible, se debe además, determinar la cantidad de combustible que se ha adicionado al tanque. En algunos casos esta cantidad puede determinarse con las facturas u órdenes de suministro; sin embargo, en la mayoría de las estaciones de servicio, los pedidos de combustible se realizan para toda la estación y no para cada uno de los tanques, lo que dificulta conocer la cantidad exacta que se le adiciona al tanque. En estos casos se debe determinar la cantidad de combustible suministrada usando la lectura con vara de medida para niveles de combustible ANTES Y DESPUES de las operaciones de llenado; el aforo después del llenado del tanque, debe hacerse una vez ha transcurrido un tiempo prudencial (media hora) para evitar que cambios en la temperatura del combustible o la inestabilidad del nivel interfieran con la lectura tomada. Estas dos lecturas son indispensables para determinar con precisión si existen o no pérdidas de combustible.

3.5 Reconciliación de inventarios:

La última parte del control del inventario es la reconciliación entre el inventario físico y el inventario de libros. El inventario físico debe ser un reflejo del inventario de libros y la diferencia entre ellos no debe ser superior al 0.5 % de las ventas mensuales (ver Tabla No.5-9).

3.6 Diferencias entre los inventarios:

Cuando se presentan desbalances en los inventarios se deben revisar todas las tablas y registros para determinar la causa del desbalance. Se deben buscar errores matemáticos, revisar las varas de medida, buscar errores en la transcripción de datos de una tabla a otra, determinar si se consideraron y descontaron los niveles de agua en el tanque, determinar si se usó la tabla de aforo del tanque en cuestión, y si se están tomado las lecturas a la misma hora y en el mismo punto todos los días.

Así mismo, se debe determinar si las discrepancias entre los inventarios se deben o no a trabajos de mantenimiento o construcción dentro de la estación, es decir, si se han calibrado los equipos de entrega, si se reemplazó algún medidor de estos equipos, si se registró el combustible utilizado en la calibración de los medidores reemplazados, si el tanque o las líneas de conducción fueron sometidos a tareas de mantenimiento, o si existe la posibilidad de robos de combustible dentro de la estación.

Por último, descartar si las discrepancias se deben a problemas en el suministro de combustible, comparando la cantidad de combustible comprado con la cantidad de combustible recibido en los tanques (medido con las varas) o si por alguna razón quedaron remanentes de combustibles en el carrotanque, si se tuvo en cuenta la facturación de un volumen que aún no había sido recibido o viceversa.

Sí ninguna de estas condiciones se presentó, se debe sospechar que las pérdidas de combustibles mayores al 0.5% del total de la venta son producto de fugas en los sistemas de almacenamiento y conducción de combustibles y se deben seguir las tareas de monitoreo, control y remediación a que hubiere lugar. (Ver EST-5-3-11, y EST-5-3-12).

En este punto es muy importante recalcar que el control de inventarios se debe llevar en forma independiente para cada uno de los tanques de la estación, de esta forma se facilita la rápida localización del tanque que presenta problemas.

3.7 Métodos

El control de inventarios puede llevarse manualmente o puede computarizarse, ambos métodos tienen los mismos principios. El inventario manual es muy sencillo y es una rutina necesaria para determinar pérdidas significativas o para determinar la presencia de fugas mayores de combustible. Cuando se utiliza el control de inventarios computarizado, que generalmente incluye alguna rutina gráfica, se tiene la oportunidad de detectar pérdidas pequeñas de combustibles que se ven enmascaradas en los inventarios manuales. Así mismo, los sistemas computarizados permiten desarrollar análisis estadísticos sobre los datos para determinar posibles fuentes de errores o simplemente tener un reporte detallado de los inventarios.

Versión No. 1 25/09/99 5.3.5. CONTROL DE INVENTARIOS


A Estación de servicio: ______________________________ Administrador ______________________________ Fecha ______________________________ B TANQUE 1 2 3 4 5 Producto Tamaño en gal cm gal cm gal cm gal cm gal cm gal C Medida del Tanque D Agua E MEDIDA FINAL (C-D) F CANTIDAD VENDIDA Manguera 1 Manguera 2 Manguera 3 Manguera 4 Manguera 5 Manguera 6 Manguera 7 Manguera 8 Manguera 9 Manguera 10 G SUMA LECTURAS HOY (Suma mangueras) H Producto de calibración I Suma lecturas ayer J CANTIDAD VENDIDA HOY (G-H-I) K REGISTRO DE COMBUSTIBLE RECIBIDO cm gal cm gal cm gal cm gal cm gal L MEDIDA ANTES DE RECIBIR M MEDIDA DESPUES DE RECIBIR N GALONES RECIBIDOS (MEDIDA) (M-N) O GALONES RECIBIDOS (FACTURA) P GALONES DEVUELTOS (N+L) Q GALONES NETOS RECIBOS(P-M)

Tabla No. 5.8 Inventario y reconciliación diario de combustible. Adaptado EPA (ver instrucciones en la siguiente página)



INSTRUCCIONES-INVENTARIO DIARIO

A. Llene la información que identifica la estación, la fecha y quien realiza el inventario

B. Escriba la información de cada tanque. Puede dejarse estándar en el formato

C. Mida la cantidad de combustible en cada tanque, primero en cm y luego con las tablas de aforo convierta en galones.

D. Mida la cantidad de agua utilizando la crema para detección de agua; sostenga la vara por 10 segundos (30 seg. Para diesel)

IMPORTANTE: No mida el combustible al mismo tiempo pues el combustible subirá por la vara y obtendrá medidas erróneas

E. Reste la cantidad de agua (D) a la medida de cada tanque (C) y obtendrá la MEDIDA FINAL (C-D)

F. Copie el número del contador de cada manguera. Verifique los contadores que pertenecen a cada tanque

G. Sume las lecturas de los contadores de cada tanque y escríbalas en el renglón SUMA LECTURAS HOY

H. Escriba los galones utilizados en la calibración de los surtidores

I. Escriba la SUMA LECTURAS del día anterior

J. Reste los galones utilizados en la calibración (H) y la suma de lecturas del día anterior (I) de la SUMA DE LECTURAS HOY (G)

K. REGISTRO DE COMBUSTIBLE RECIBIDO en el día de hoy

IMPORTANTE: No debe vender combustible mientras se recibe el combustible y se miden los tanques

L. Después de recibir el combustible deje reposar el tanque por 5 minutos y mida otra vez

M. Reste los galones antes de recibir el combustible (L) de los galones después de recibir el combustible y obtendrá los galones recibidos.

N. Escriba los galones recibidos de acuerdo con la factura. Esto debe coincidir con N, si no coincide llame al representante de ventas del distribuidor mayorista.

O. En caso de contaminación de producto y devolución del mismo escribir los galones devueltos (se asume que corresponde al producto existente en el tanque (L) más el producto recibido (N)).

P. Galones netos recibidos, equivalentes a la medida después de recibir (M) menos los galones devueltos (P)

IMPORTANTE: Cuando se trate de tanques sifoneados, se tratarán como un solo tanque.



TABLA DE RECONCILIACION MENSUAL DE INVENTARIO DE COMBUSTIBLES Estación de servicio: _____________________ Administrador: __________________________ Tanque No _______ Mes del inventario ______________________- Año: ________________________ R S T U V W

Fecha MEDIDA ANTERIOR

(+) COMBUSTIBLE NETO RECIBIDO

(Q)

(-) CANTIDAD VENDIDA (J)

(=) INVENTARIOS EN LIBROS (R+S-T)

MEDIDA FINAL (gal) (E)

DIFERENCIA (V-U)

INICIALES

1 (+) (-) (=) 2 (+) (-) (=) 3 (+) (-) (=) 4 (+) (-) (=) 5 (+) (-) (=) 6 (+) (-) (=) 7 (+) (-) (=) 8 (+) (-) (=) 9 (+) (-) (=) 10 (+) (-) (=) 11 (+) (-) (=) 12 (+) (-) (=) 13 (+) (-) (=) 14 (+) (-) (=) 15 (+) (-) (=) 16 (+) (-) (=) 17 (+) (-) (=) 18 (+) (-) (=) 19 (+) (-) (=) 20 (+) (-) (=) 21 (+) (-) (=) 22 (+) (-) (=) 23 (+) (-) (=) 24 (+) (-) (=) 25 (+) (-) (=) 26 (+) (-) (=) 27 (+) (-) (=) 28 (+) (-) (=) 29 (+) (-) (=) 30 (+) (-) (=) 31 (+) (-) (=)

Total galones vendidos= Total pérdida o ganancia (gal)= X Y Z % Pérdida o ganancia=Y x 100/X=

Tabla No. 5.9 Reconciliación mensual de combustible. Adaptado, EPA (ver Instrucciones siguiente página).

Para cada tanque se debe llenar una Forma de Inventario Mensual de Combustible.



INSTRUCCIONES INVENTARIO MENSUAL

Llene la información sobre la estación de servicio, el mes de registro y el número del tanque. Debe llenarse un formato por tanque. Busque la línea que corresponda con el día del mes en que se hace el inventario.

R. Escriba la medida final del día anterior

S. Entre la cantidad de combustible recibida (medida (N))

T. Entre la Cantidad de combustible vendida (J)

U. Sume la medida del día anterior (R ) con la cantidad de combustible recibida (N) y reste la cantidad de combustible vendida (T)

V. Escriba la medida final de la fecha del inventario (E)

W. Reste el inventario en libros (U) de la medida final (V) y eso dará la diferencia entre los inventarios positiva (ganancia) o negativa (pérdida)

X. Sume los galones vendidos en el mes

Y. Sume aritméticamente las diferencias. Ej +4 y +3 y –2 será igual a +5

Z. Calcule el % de pérdida en mes multiplicando el total de pérdidas o ganancias por cien y dividiendo por el total de galones vendidos

Si el número es mayor de 0.05% CONSULTE INMEDIATAMENTE CON EL REPRESENTANTE DE VENTAS

NOTA: GUARDE SUS REGISTROS DE RECONCILIACION DE INVENTARIOS POR UN AÑO. LA AUTORIDAD AMBIENTAL PUEDE

REQUERIRLOS.

Versión No. 1 29/09/09 5.3.6. MONITOREO PARA DETECCION DE FUGAS Y DERRAMES DE

COMBUSTIBLES


1 OBJETIVO

Presentar una guía para el monitoreo de fugas y derrames de combustibles durante la operación normal de la estación.


- Contaminación de suelos y aguas subterráneas con combustibles

- Acumulación de vapores de combustibles

- Posibles incendios y explosiones


− Profundidad de la tabla de agua: Para determinar si los pozos de monitoreo sirven como sistema de detección de fugas y si la presencia de agua en el tanque es un indicio de la ruptura del mismo.

− Tipo de suelo: Para determinar si el movimiento de la pluma de combustible derramado puede verse limitado por la presencia de suelos arcillosos, o si por el contrario, su movimiento se facilita gracias a la presencia de suelos granulares. Determina tiempos de ejecución para las acciones del plan de remediación.

− Ubicación de la estación: Ayuda a determinar el tipo de acciones de emergencia a desarrollar, es decir si es o no necesario dar una voz de alarma general para la evacuación de la zona.

− Normatividad vigente para la frecuencia y el tipo de monitoreo de fugas a realizar en la estación.

4 ACTIVIDADES

El monitoreo de fugas y derrames de combustibles en la estación de servicio tiene dos componentes básicos:

1. Detección de signos o señales de fugas.

2. Monitoreo periódico de los sistemas instalados para la prevención y detección de fugas y derrames.

Estos dos componentes son complementarios y pueden implementarse eficientemente para que en sospecha de fuga se pueda seguir un monitoreo detallado de los sistemas. La Figura No. 5.51 presenta un diagrama de flujo de los pasos generales a seguir en caso de sospecha de fuga.

Figura 5.51 Diagrama de flujo en caso de sospecha de fuga.

4.1 Señales de Fugas

Durante la operación de la estación de servicio, se debe inspeccionar continuamente las instalaciones con el fin de detectar posibles signos que indiquen la presencia de algún problema (fuga, derrame) en los sistemas de almacenamiento, conducción y distribución de combustibles. La inspección no debe limitarse a la lectura y revisión de los sistemas de monitoreo instalados, si

Sospecha de Fuga

FALSA Alarma

Búsqueda de la fuga

Fuga localizada

Fuga confirmada

Detener la fuga /Mitigación


COMBUSTIBLES


no que debe incluir la búsqueda de señales que indiquen la presencia de fugas. Algunas señales de fugas son:

4.1.1 Diferencias en los Inventarios de combustibles

La reconciliación diaria de inventarios es la forma más sencilla de detectar fugas. Si en la reconciliación diaria, la cantidad de combustible recibido no es igual al total de las ventas más el volumen existente en los tanques, al final de la operación, existe una pérdida de combustible que puede deberse a fugas en el tanque. Es importante recalcar que pueden presentarse diferencias (positivas o negativas) en el balance que no son necesariamente el resultado de fugas de combustibles (Ver EST-5-3-5).

Si la consolidación diaria de inventarios arroja desbalances se debe revisar los registros del inventario, en busca de errores que expliquen las pérdidas o ganancias de combustibles (errores matemáticos, errores en la transcripción de la información de un formulario a otro etc.), así mismo se debe verificar que las discrepancias no se deban a trabajos de mantenimiento o remodelación realizados en la estación (calibración de medidores, drenaje de tanques y/o tuberías, reemplazo de líneas de conducción etc.). Se debe descartar también, las posibilidad de robos de combustible en la estación, revisando que los sellos de los surtidores/dispensadores no hayan sido violados y calibrando los medidores.

Si después de un análisis detallado no se encuentra ningún error, se debe adelantar un inventario de auditoria para supervisar la forma como se realizan y se registran las lecturas en el inventario. Este inventario de auditoria debe hacerse en ciclos de siete días, al final del cual, el auditor comentará los problemas y dará sugerencias para mejorar el control de inventarios de la estación. La tabla No. 5.10 presenta una forma típica para realizar este inventario.

Si a pesar de la auditoría no se determina ningún error o problema en el inventario y si la consolidación de inventarios, a fin del mes, arroja una diferencia de combustible mayor al 0.5% del total del combustible vendido, se debe reportar fuga de combustible y seguir las medidas pertinentes. Las estaciones que están dentro de la jurisdicción del DAMA deben reportar a esta entidad fugas mayores o iguales a 50 galones. Para su reporte se puede utilizar el formulario de la Tabla No.5.11.

En el siguiente esquema se presenta un resumen del proceso de control de calidad del método de inventarios.

Figura 5.52 Esquema del control de calidad del método de inventarios.

Desbalance anormal

SI Analizar la causa

Auditoria del método

Corregido

Continuar Inventario normal

SI

FUGA

NO


COMBUSTIBLES


INVENTARIO DIARIO DE COMBUSTIBLE - REGISTRO DE 7 DIAS INVENTARIO DE AUDITORIA

Si se sospecha fuga de combustible se debe llenar una forma de inventario de auditoria diariamente durante siete días. El inventario debe realizarse para cada tanque o sistema de tanques interconectados

que almacenen el mismo tipo de combustible. Fecha de la sospecha de pérdidas: ____________________________________________ Ubicación:______________________________________ Fecha: # turnos

Primer turno Tiempo: De: _______________________A.M./P.M. a ______________________ A.M./P.M A. Lectura total de los medidores (todas las bombas) B. Lectura total inicial de los medidores (todas las bombas) C. Ventas totales medidas (A-B) (Galones) D. Lectura inicial de medidores (Galones) E. combustible recibido (galones) F. Inventario total (D+E) (galones) G. Lectura total con vara de medida al cierre (todas las bombas) H. Ventas totales del tanque (F-G) I. Pérdidas (H-C) o ganancias(C-H)

Segundo Turno Tiempo: De: _______________________A.M./P.M. a ______________________ A.M./P.M A. Lectura total de los medidores (todas las bombas) B. Lectura total inicial de los medidores (todas las bombas) C. Ventas totales medidas (A-B) (Galones) D. Lectura inicial de medidores (Galones) E. combustible recibido (galones) F. Inventario total (D+E) (galones) G. Lecturas con vara de medida al cierre (todas las bombas) H. Ventas totales del tanque(F-G) I. Pérdidas (H-C) o ganancias(C-H)

Tercer turno Tiempo: De: _______________________A.M./P.M. a ______________________ A.M./P.M A. Lectura total de los medidores (todas las bombas) B. Lectura total inicial de los medidores (todas las bombas) C. Ventas totales medidas (A-B) (Galones) D. Lectura inicial de medidores (Galones) E. combustible recibido (galones) F. Inventario total (D+E) (galones) G. Lecturas con vara de medida al cierre (todas las bombas) H. Ventas totales del tanque(F-G) I. Pérdidas (H-C) o ganancias(C-H)

Pérdida/ Ganancia Total____________________

Tabla No. 5.10 Inventario de auditoria. Adaptado de Shell 1996.


COMBUSTIBLES


FORMULARIO PARA EL REPORTE DE FUGAS DE COMBUSTIBLE EN ESTACIONES DE SERVICIO

Reporte de Fuga No.:_________________ Reporte recibido por: Asignado a: Fecha y hora: Fuga reportada por: Teléfono: Dirección: Ciudad Departamento: Persona responsable: Teléfono Dirección. Nombre de la Estación de servicio: NIT:

Lic. Ambiental #:

Localización y dirección de la Estación de Servicio: Teléfono:

Persona a Contactar en la estación: Teléfono: Dueño de la Estación: Teléfono: Descripción del Incidente (fuga): Fecha: Hora: Posibles receptores o cuerpos de agua afectados: Volumen de la fuga Tipo de combustible: Tareas de emergencia adelantadas para controlar la fuga: Notificación a autoridades locales debido a peligros inminentes contra la población: (Entidad/Contacto) OBSERVACIONES:

Tabla No. 5.11 Esquema del formulario para el reporte de fugas


COMBUSTIBLES


4.1.2 Subsidencia o asentamiento del suelo

Esta señal puede anticipar problemas con los sistemas de almacenamiento y conducción de combustibles. Disminución diferencial en el nivel de las islas de surtidores/dispensadores o de las áreas aledañas indican la presencia de asentamientos de gran magnitud, los cuales producen esfuerzos excesivos, sobre las líneas de conducción que pueden ocasionar su ruptura y/o falla estructural. Así mismo, desplazamientos verticales de las tuberías de desfogue pueden indicar un asentamiento no aceptable en la zona de almacenamiento.

Figura 5.53 Fugas en tanques debido a subsidencia. Adaptado de The Prairie etal

4.1.3 Presencia de agua en el tanque

Aunque la presencia de agua dentro del tanque puede ser normal debido a procesos de condensación, su constante aparición y el aumento en su nivel, son una señal clara de la existencia de un problema de ruptura del tanque o de pérdida de hermeticidad en las tapas de las bocas del tanque. La presencia continua y excesiva de agua en el tanque es un signo claro de la presencia de orificios en los tanques que dan lugar a fugas, especialmente en regiones donde

el nivel de la tabla de agua está por encima del nivel del combustible en el tanque.

En ningún momento el nivel del agua dentro del tanque puede alcanzar los 10 cm.

Figura 5.54 Intrusión de Agua en el Tanque. Adaptado de The Prairie et al

4.1.4 Operación errática de la bomba

Está señal permite detectar fugas muy rápidamente. La operación errática de la bomba, la vibración de la manguera del dispensador o la intermitencia en la distribución de combustible, indican fugas en las líneas de conducción. De


COMBUSTIBLES


presentarse este tipo de señales se deben revisar inmediatamente los sistemas de distribución.

4.1.5 Quejas de los clientes

Aunque las quejas de los clientes no necesariamente implican una responsabilidad de la estación de servicio, deben tomarse muy en cuenta cuando estas están relacionadas con problemas en la operación del motor debido a la presencia de agua en los tanques de los vehículos. De no existir otras causas externas, esta situación puede indicar la presencia de agua en el tanque de la estación y por lo tanto de una fuga de combustibles.

4.1.6 Quejas de los vecinos

Quejas acerca de olores a combustible en zonas aledañas a la estación, en líneas de alcantarillado, cajas de teléfonos o cualquier estructura subterránea.

4.1.7 Edad de los sistemas de almacenamiento:

Es necesario recordar que tanques viejos tienen una probabilidad mayor de presentar fuga de combustible que tanques nuevos. En tanques, con una edad cercana a su vida útil, se deben extremar las medidas y la frecuencia de inspección para detectar y prevenir fugas de combustibles1.

4.2 Inspección de los sistemas de monitoreo

La segunda parte del monitoreo corresponde a la inspección de los sistemas instalados, para la detección de fugas de combustibles, en la estación de servicio.

La inspección de los sistemas varía dependiendo del sistema instalado, sin embargo existe una serie de tareas comunes y básicas que pueden realizarse, en forma rutinaria, llenando un formato de inspección como el que se presenta en la Tabla No. 5.12 Este formato de inspección resume los principales sistemas cuyo monitoreo debe realizarse mínimo mensualmente. Los datos que se anotan son las lecturas de niveles y los resultados de la inspección visual y de olor de las

1 En la jurisdicción del DAMA, se deben realizar pruebas a los sistemas de almacenamiento y conducción así: (Resolución 1170/97) - Una primera prueba a los 5 años de su instalación - Una segunda prueba a los 8 años de su instalación - Una tercera prueba a los 11 años de su instalación - Una cuarta prueba a los 14 años de su instalación

- Anualmente a partir de los 15 años de su instalación

estructuras de contención. Esta inspección debe complementarse tomando las lecturas particulares del sistema de detección instalado (en sistemas automáticos).

En lo posible debe tratarse de que el monitoreo lo realice la misma persona con el fin de conservar los criterios de evaluación. Cuando el monitoreo requiere de lecturas de niveles, estas deben tomarse varias veces para trabajar con promedio de lecturas y evitar así posibles errores.

Finalizada la inspección de los sistemas de monitoreo, se deben llevar a cabo los cálculos necesarios para determinar si existen o no fugas en los sistemas de almacenamiento, conducción o distribución de combustibles. De existir evidencias de fugas, se deben seguir las tareas de contingencia especificadas en los planes de emergencia de la estación y los lineamientos que se presentan en EST-5-3-11.

4.2.1 Inspecciones rutinarias para líneas de conducción:

Los sumideros deben monitorearse visualmente para determinar la presencia de combustibles en las cajas de contención o en los tubos de prueba. Todos los sumideros de contención deben monitorearse por lo menos una vez cada 15 días documentando la presencia de agua y/o combustible.

Para los sistemas de conducción a succión que no tienen una pendiente hacia el tanque o que tienen mas de una válvula de cheque se debe realizar:

- Pruebas de estanqueidad por lo menos una vez cada tres años.

- Monitoreo intersticial mensual.

- Monitoreo mensual de aguas subterráneas.

- Reconciliación mensual de inventarios.

Los métodos de monitoreo que son comunes al monitoreo de fugas en tanques, debe realizarse teniendo en cuenta las especificaciones dadas en la sección de detección de fugas en tanques.

En los sistemas de conducción a presión se deben monitorear los sumideros de la caja de contención para la bomba sumergible del tanque y para cada una de las conexiones de tuberías; adicionalmente, debe monitorearse el sistema automático de detección en línea y realizar monitoreos mensuales que pueden ser de aguas subterráneas, de vapores, intersticial, de control de inventarios o una prueba anual de estanqueidad.


COMBUSTIBLES


4.2.2 Sistemas de distribución(surtidor/dispensador) de combustible

Los sistemas de distribución pueden presentar fugas de combustibles debido a una mala instalación de sus componentes o a daños durante la operación de los mismos. Es recomendable hacerles un mantenimiento periódico verificando:

- La correcta instalación y la integridad de los sellos de seguridad.

- La operación de las válvulas de impacto y los sistemas de detección de fugas con los que cuente el sistema.

- Las condiciones de los filtros de combustible, reemplazándolos si es necesario.

En el momento de desarrollar las tareas de mantenimiento se debe:

- Suspender el funcionamiento de todos los surtidores que se alimenten de la misma bomba.

- Cortar todo suministro eléctrico que llegue al surtidor con el fin de evitar posibles fuentes de ignición.

- Cerrar, en caso de existir, la válvula de corte del flujo de combustible en el sistema de distribución.

- Evitar que personal ajeno al equipo de mantenimiento se encuentre a menos de 6 m de las islas de distribución.


COMBUSTIBLES


INSPECCION DE SISTEMAS PARA DETECTAR FUGAS Y DERRAMES DE COMBUSTIBLES Nombre de la estación: _______________________________ Dirección:________________ Nombre del operario: __________________

Fecha de inspección: (Día/mes/año): _________

Monitoreo: Muestra ____________________ Vara _________________________________ Sonda________________________________

ESTRUCTURA MONITOREADA MONITOREO POZO No.

IDENTIFICACION DEL POZO FECHA DE INSPECCIÓN (día/mes/año)

OLOR VOC (PPM ) OTRAS PRUEBAS

NIVEL DEL AGUA

NIVEL DE COMBUS.

LIBRE DE HIDROCAR.

1 2 3 4 5 OBSERVACIONES:

INSPECCION PARA SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO Contención secundaria del tanque Contención para la Boca de llenado Caja de contención de la bomba OBSERVACIONES:

INSPECCION PARA SISTEMAS DE CONDUCCION Caja de contención 1 Caja de contención 2 Caja de contención 3 Caja de contención 4 Caja de contención llenado Remoto OBSERVACIONES:

INSPECCION PARA SISTEMAS DE DISTRIBUCION Caja de Contención del distribuidor 1 Caja de Contención del distribuidor 2 Caja de Contención del distribuidor 3 Caja de Contención del distribuidor 4 Caja de Contención del distribuidor 5 Caja de Contención del distribuidor 6 Caja de Contención del distribuidor 7 Caja de Contención del distribuidor 8 OBSERVACIONES: Subsidencia o Asentamiento del suelo: NO ___ SI ____ DONDE ________ Agua en el tanque: NO ____ SI_____ Nivel ______ Operación de la bomba: BUENA ________ MALA ______ Balance de Inventarios: NO ______ SI ____ Quejas de Clientes: NO ______ SI _____ Frecuencia _____ Quejas de vecinos: NO _____ SI______ Acerca de ________

Tabla No. 5.12 Formulario para la inspección de sistemas para detectar fugas.

Versión No. 1 29/09/09 5.3.7 MANEJO DEL AGUA RESIDUAL DURANTE LA OPERACION


1 OBJETIVOS

Establecer los lineamientos generales para mantener en buen estado y en correcta operación los diferentes sistemas de recolección y tratamiento de las aguas residuales generadas en una estación de servicio.

2 EFECTOS A MITIGAR

Alteración de la calidad del agua superficial en caso de realizar vertimientos fuera de especificaciones.

Generación de focos de infección y malos olores por disposición inadecuada de las aguas residuales domésticas.

3 ACTIVIDADES

3.1 Aguas Residuales Domésticas

El vertimiento de estas aguas se hace de acuerdo a la disponibilidad en el sector de un alcantarillado o cuerpo de agua1, lo cual influye en el tipo y frecuencia de mantenimiento requerido para que el sistema funcione adecuadamente. Las estaciones en zonas urbanas, en donde existan redes de alcantarillado deben conectarse al mismo. Cuando el vertimiento se hace directamente al alcantarillado no se requiere de un mantenimiento periódico para el sistema; sin embargo debe ser reparado en caso de presentar averias o fisuras. En lugares donde el alcantarillado es combinado, debe tenerse especial cuidado en evitar que el material grueso proveniente del arrastre de las aguas lluvias se deposite en la red.

En los lugares donde no existe red de alcantarillado público, generalmente estaciones de servicio localizadas en áreas rurales, es necesario contar con sistemas de tratamiento adecuado para obtener un vertimiento acorde con las condiciones del cuerpo receptor y las exigencias de la legislación vigente (Decreto 1594/84 ); así mismo, es necesario realizar un mantenimiento periódico, el cual varía con el tipo de sistema que se implemente. A continuación se hace mención de cada uno de ellos.

1 En jurisdicción del DAMA, no se permite estaciones de servicio nuevas en lugares sin red de alcantarillado

3.1.1 Tanques Sépticos.

La limpieza debe hacerse siguiendo las normas del Ministerio de Salud, el cual establece que ésta actividad debe realizarse cada tres años. El tanque debe inspeccionarse una vez al año, midiendo la profundidad de lodos y la nata en el deflector de salida. La limpieza se debe hacer cuando la profundidad de los lodos alcance el 40% de la altura de diseño o cuando el fondo del manto de natas esté a menos de 7.5 cm del borde inferior del deflector de salida. (Ver Figura 5.40)

3.1.2 Campo de infiltración.

Para un adecuado funcionamiento del campo de infiltración es indispensable evitar el paso de vehículos sobre el campo, ya que estos romperán los drenajes produciendo su obstrucción. Cuando el campo esta cercano a una zona con arbustos o vegetación abundante, se debe verter cada año al tanque, una solución de 1.0 a 1.5 kg. de cristales de sulfato de cobre en 15 litros de agua para prevenir que las raíces penetren en la tubería causando su taponamiento. Es importante tener la alternativa de otro campo de infiltración como medida de contingencia para cuando se presente saturación en el campo inicial. El campo alterno debe utilizarse como campo de infiltración hasta cuando el inicial se recupere completamente. Para el mantenimiento del tanque séptico se tendrá en cuenta lo descrito anteriormente. (Ver Figura 5.41)

3.1.3 Pozos de absorción.

En caso de presentar saturación, las aguas deben dirigirse a un segundo pozo de absorción mientras se recupera el anterior. (Ver Figura 5.42)

3.1.4 Filtros en grava.

Para un adecuado funcionamiento del sistema se debe evitar el tráfico de vehículos sobre la zona donde se encuentra instalado, ya que puede presentar la falla o ruptura de los drenajes. Por las características de funcionamiento del filtro, se debe evitar la descarga de sustancias tóxicas o químicas que puedan afectar la actividad biológica. (Ver Figura 5.43)

3.2 Mantenimiento de las estructuras para el tratamiento de Agua Residual Industrial.

Para la adecuada operación de los sistemas de recolección y tratamiento del agua residual industrial se debe contar, como primera medida, con un buen programa de mantenimiento del sistema de segregación de corrientes (cárcamos, cunetas,



etc.) que permitan un funcionamiento adecuado y la minimización de los residuos industriales; adicionalmente, se deben realizar mantenimientos periódicos a las trampas, los cuales contemplan la remoción de los sólidos y grasas retenidos en las diferentes estructuras, tales como el sumidero corrido en las rampas de lavado, la trampa de sedimentos, la trampa de grasas y la caja de aforo.

Las estructuras para el tratamiento de las aguas residuales industriales están diseñadas para efectuar la retención de sólidos y grasas, las cuales después de un tiempo de operación colmatan los sistemas lo que hace necesario el retiro constante de éstos residuos. El procedimiento es el siguiente:

− Suspender el lavado de automotores.

− Retirar manualmente las grasas retenidas en codos, rejillas, desnatador y cámaras.

− Permitir la circulación de agua limpia, a través del sistema a muy bajo flujo, para ir desalojando el agua depositada en la trampa hasta cuando se visualice transparente el agua en el sistema. Durante este proceso se liberan grasas que son retenidas en el sistema y que deben removerse manualmente. El agua retenida al final del proceso se puede desalojar con motobomba hacia el receptor final, teniendo la precaución de no drenar el lodo depositado en el fondo de la trampa. Lo anterior se hace con el fin de evitar una descarga puntual alta al cuerpo receptor final, especialmente cuando se trata de cuerpos de agua.

− Retirar manualmente los lodos depositados en el fondo de las estructuras.

− Realizar limpieza de paredes y pisos del sistema, usando agua, cepillo y detergente biodegradable.

− El desnatador debe estar siempre drenado.

− El material retirado de las estructuras se tratará según lo descrito en la sección EST-5-3-8, el cual una vez seco se almacena adecuadamente en bolsas para finalmente ser entregado a la empresa encargada de recoger los residuos sólidos para llevarlos al relleno sanitario del sector. La frecuencia con que se debe efectuar dicho mantenimiento varía de acuerdo a la estructura, en la Tabla Nº 5.13 se muestra dicha frecuencia.

− No debe vertirse al alcantarillado combustibles, aceites usados ni ningún otro tipo de material inflamable o contaminante.

3.3 Monitoreos.

El monitoreo o caracterización fisicoquímica de los efluentes es una herramienta que permite evaluar la calidad del vertimiento y establecer la eficiencia de los sistemas de tratamiento; especialmente cuando el vertimiento se hace a un cuerpo de agua o infiltración natural.

El vertimiento de agua residuale doméstica al alcantarillado público no requiere de monitoreo, siempre y cuando en la estación exista una correcta segregación de corrientes, ya que las condiciones fisicoquímicas y microbiológicas de éstas aguas son conocidas.

El programa de monitoreo incluye:

3.3.1 Definición puntos de monitoreo:

− Caja de aforo antes del vertimiento al cuerpo de agua.

− Cuerpo de agua, aguas arriba del punto de vertimiento

− Cuerpo de agua, aguas abajo del punto de vertimiento

− Caja de aforo antes del vertimiento a alcantarillado público

3.3.2 Definición Parámetros:

Para evaluar la calidad del vertimiento de aguas tanto de lavado como de escorrentía, definidas en el numeral 3.3.1 y 3.3.2 de la ficha EST-5-2-7, al alcantarillado público se deben analizar, como mínimo, pH, temperatura y conductividad; en laboratorio, sólidos suspendidos, sólidos sedimentables, grasas y aceites, tensoactivos (si existe servicio de lavado de vehículos), DQO y DBO5.

3.3.3 Definición de Frecuencia

La caracterización fisicoquímica de las aguas residuales industriales debe hacerse según lo establecido por la autoridad ambiental respectiva. Para el caso del distrito Capital, el DAMA especifica una frecuencia de caracterización cada seis meses.

3.3.4 Informe Final del Monitoreo

El informe de caracterización del vertimiento que se presente a la autoridad ambiental debe contener la metodología de muestreo y análisis, los resultados,



análisis de resultados y recomendaciones. El análisis de resultados se debe realizar con base en la legislación ambiental vigente para vertimientos (Decreto 1594 de 1984 art. 73 y 74)2; las recomendaciones deben estar encaminadas a optimizar las condiciones de los sistemas de tratamiento, segregación de corrientes y la operación de la estación, tendientes siempre a mejorar la calidad del vertimiento.

Elemeto Frecuencia de limpieza

Trampa de Sedimentos 1 vez por semana

Trampa de Grasas 1 vez por semana

Rejillas de recolección y/o canales Diariamente

Sumidero en rampa de lavado Diariamente

Desnatador Diariamente

Apertura de válvulas del desnatador 3 o 4 veces al día según volumen de lavado.

Tabla No. 5-13 Frecuencias de limpieza para diferentes elementos de los sistemas de tratamiento del agua residual industrial

2 Estaciones en la jurisdicción del Dama deben cumplir con las concentraciones máximas de vertimientos establecidos en la resolución 1074 del 28 de octubre de 1997.

Versión No. 1 29/09/09 5.3.8 MANEJO DE RESIDUOS SOLIDOS


1 OBJETIVOS

Establecer parámetros para realizar adecuadamente la recolección, el almacenamiento y disposición de los residuos sólidos generados en las estaciones de servicio.

2 EFECTOS A MITIGAR

Alteración del paisaje y/o eje visual por disposición de desechos de tipo doméstico o industrial en sitios no adecuados.

Arrastre de residuos industriales por escorrentía hacia aguas superficiales de sustancias aceitosas, óxidos y/o material tóxico en descomposición que forman parte del residuo.

Alteración de la calidad de aguas superficiales por manejo y disposición inadecuados.

3 ACTIVIDADES

3.1 Residuos Sólidos Domésticos.

Los residuos sólidos domésticos producidos en una estación de servicio provienen principalmente del área administrativa y de las áreas de servicio al cliente como restaurantes. Estos residuos comprenden papel de oficina, cartones, vidrios y materia orgánica principalmente.

Los residuos deben ser depositados en recipientes ubicados estratégicamente en las zonas donde se producen, recolectando por separado papel, vidrio y metales, lo cual permitirá implementar el programa de reciclaje, el cual dependerá de los volúmenes que se registren diaria y/o semanalmente.

Los recipientes deben ir marcados con el tipo de residuos a almacenar:

Si el inventario de los residuos da como resultado que no es conveniente reciclar, por los bajos volúmenes producidos, entonces éstos deben ser diariamente almacenados en bolsas para ser entregados a la entidad encargada de recolectar los residuos sólidos del sector quien se encargará de transportarlos hasta el relleno sanitario.

Cuando la estación se encuentre en una zona rural, es necesario contar con un sitio adecuado para el almacenamiento temporal de los residuos sólidos, en donde se recolectarán, hasta alcanzar un volumen suficiente para su transporte

hacia el relleno sanitario municipal o sitio de disposición autorizado más cercano.

Cada estación debe contar con un programa de educación ambiental que permita reducir los volúmenes de residuos a disponer en el relleno. Dentro de este programa se puede implementar la reutilización del papel, cartón y vidrio, la separación en la fuente y el reciclaje de los mismos. Es conveniente incentivar a los usuarios a utilizar los recipientes para recolectar las basuras de manera organizada.

3.2 Residuos Sólidos Industriales.

Los residuos sólidos industriales son generados fundamentalmente por las actividades de cambio de aceites y mecánica automotriz. Están compuestos por filtros, recipientes plásticos y partes metálicas. Trapos con aceites, filtros de aceite y otros residuos impregnados con materiales inflamables deben ser almacenados en recipientes metálicos tapados para prevenir un incendio por combustión espontánea.

Los filtros de aceite deben ser drenados antes de ser depositados en las canecas de recolección.. Esto puede hacerse en una caneca de 55 galones en cuya parte superior se instala una malla de alambre, donde se ponen a escurrir los filtros y tarros de aceite boca abajo, permitiendo la recuperación de aceite (ver figura 5.55). Se deben destruir los tarros para evitar falsificación

Figura No. 5.55 Sistema de drenaje para filtros y tarros de aceites.

Versión No. 1 29/09/09 5.3.8 MANEJO DE RESIDUOS SOLIDOS


El control y seguimiento del manejo de los residuos sólidos debe llevarse a cabo mediante un formato en el cual se registre tanto el volumen almacenado como el volumen vendido o dispuesto.

Para la recolección se debe contar con canecas de 55 galones debidamente marcadas. El almacenamiento temporal de los residuos sólidos industriales debe hacerse en un lugar cubierto de la intemperie para evitar su deterioro y no generar focos de contaminación por toda la estación.

Otra actividad que genera residuos sólidos es el lavado de vehículos, la cual produce lodos. Para su adecuado manejo se debe contar con un sistema de tratamiento de lodos que permita su secado y facilite su posterior manejo. En la Figura 5. 56 se presenta un esquema de una caseta de secados de lodos la cual, esta diseñada para drenar y secar los lodos originados en las unidades de tratamiento de aguas residuales industriales al igual que las borras de tanques, facilitando así su manejo. El piso de la caseta debe tener una pendiente mínima de 5% para dirigir el agua contenida en los lodos hacia el filtro, (rejilla recubierta por geotextil) en donde se recolecta y se conduce hacia la trampa de grasas de la estación. La caseta está cubierta por una teja transparente que permite el paso de la luz y a su vez facilita el secado rápido de los lodos, los cuales deben mezclarse constantemente para que se produzca la biodegradación de las trazas de aceite que estos puedan contener. Los lodos podrán ser extraídos con pala y ser empacados en bolsas convencionales para ser recogidos por la empresa de recolección de basuras. La remoción de lodos debe hacerse frecuentemente para evitar la colmatación del sistema.

Figura 5.56 Caseta secado lodos

Teja trans

parente

Pendiente 5%

Rejilla

Al sistema detratamiento

Versión No. 1 29/09/09 5.3.9 MANEJO PARA ACEITES USADOS


1 OBJETIVOS

Establecer el procedimiento a seguir para el adecuado manejo, almacenamiento y disposición de los aceites usados que se generan en la lubricación de vehículos.

2 EFECTOS A MITIGAR

Alteración de la calidad del agua superficial, por el arrastre de estos residuos.

Alteración de la calidad de los suelos por derrames de estos productos.

Alteración de la calidad del agua subterránea por infiltración de estos productos.

Alteración de la calidad del aire por mal manejo durante el almacenamiento o por una contingencia que genere incendio o quema de estos productos.

Posibles usos indebidos que afecte la salud humana y el medio ambiente.

3 ACTIVIDADES

3.1 Recolección

Se deben recoger de tal forma que no se produzcan derrames sobre la zona donde se realiza el cambio de aceite, mediante el uso de recipientes adecuados, los cuales deben permitir una disposición rápida y fácil en las canecas o tanques dispuestos para su almacenamiento temporal en la estación, evitando así la contaminación de suelos y por ende del agua de escorrentía.

Se deben depositar en recipientes herméticos con capacidad suficiente para almacenar los volúmenes producidos, estos pueden ser canecas de 55 galones o tanques de almacenamiento superficiales. La recolección debe ir acompañada de un inventario de la cantidad de aceites usados recolectados y almacenados en la estación de servicio al igual que la cantidad de aceite usado empleado en labores en la estación y/o el aceite usado vendido. La autoridad ambiental establecerá el formato apropiado para llevar a cabo este inventario.

3.2 Almacenamiento Temporal

− Cerca al área del taller o sitio de cambio de aceite, la estación debe contar con un área cubierta para colocar los recipientes de almacenamiento.

− Esta área debe contar con un pequeño dique o bordillo en concreto que permita confinar posibles derrames o fugas producidas durante el vaciado del aceite al contenedor o por defectos del mismo, el dique debe tener

capacidad para recolectar el 110% del volumen que se encuentre almacenado en el interior del mismo. El piso y las paredes del área de almacenamiento deben ser de material impermeable.

− Esta área debe contar con los avisos pertinentes de no fumar para evitar posibles contingencias.

3.3 Manejo y Disposición Final

Usos

Los aceites usados tienen en la actualidad varias posibilidades de uso, los más comunes son:

− Para el funcionamiento de calderas. En este caso se debe tener en cuenta que la potencia térmica de la caldera sea igual o superior a 10 Megawatios, en caso de que la potencia sea menor, el aceite usado debe ser mezclado con otros combustibles en una proporción menor o igual al 5% en volumen de aceite usado. No se permite el uso de estos aceites en calderas destinadas a la elaboración de alimentos humanos y/o animales (Resolución número 0415 de mayo/1998 expedida por el Ministerio del Medio Ambiente).

− En la industria cementera, como combustible.

− Para la fabricación de asfaltos oxidados.

En todos los casos, el operador de la estación debe llevar un registro de los aceites usados vendidos a terceros, dicho registro debe contener como mínimo el nombre, la dirección, el teléfono y el uso que se va a dar al aceite desechado.

En ningún caso estos volúmenes pueden ser vertidos, sobre redes de alcantarillado, vías o terrenos baldíos, ni se podrán recibir aceites usados generados en otras estaciones de servicio.

Versión No. 1 29/09/09 5.3.10 MANEJO DE RUIDO


1 OBJETIVOS

Establecer parámetros para la ubicación y aislamiento de las fuentes generadoras de ruido dentro de una estación de servicio.

2 IMPACTOS A PREVENIR

Contaminación auditiva.


− Normatividad vigente sobre niveles de ruido.

− Cercanía a viviendas, sitios de alta densidad habitacional e institucional.

− Niveles de generación de ruido de los equipos de la estación.

4 GENERACION

Los principales impactos acústicos en la estación de servicio están dados por el tránsito vehicular de las vías circundantes a la estación. Las fuentes generadoras de ruido dentro de las estaciones de servicio son principalmente:

− Compresores de aire.

− Bombas.

− Montallantas.

− Lavado de vehículos.

− Área de servicios generales.

5 ACCIONES A DESARROLLAR

Es necesario adelantar acciones tendientes a disminuir la influencia del ruido. Entre dichas acciones se consideran las siguientes:

− Garantizar el cumplimiento de la resolución 8321 de 1983 del Ministerio de Salud.

− Los compresores y bombas utilizadas en el lavado de vehículos deben confinarse en un sitio cerrado y con barreras que eviten la propagación de

las ondas sonoras. Recubrimientos en icopor, madera o corcho pueden utilizarse como mecanismos de control de ruido.

− Cuando la estación se encuentre cerca de una zona residencial, las fuentes generadoras de ruido deben ubicarse en la parte de la estación más alejada a dichas zonas.

− Realizar las actividades de los talleres dentro de un recinto protegido.

Versión No. 1 25/09/99 5.3.11 CONTINGENCIAS


1 OBJETIVOS

Presentar el manejo ambiental para las contingencias que se pueden presentar en una estación de servicio.


− Daños a empleados, a terceros, a la propiedad o al medio ambiente.

− Evitar que la pluma de combustibles se extienda a áreas alejadas de la estación.

− Afectación de aguas subterráneas y de suelos.

− Evitar posibles incendios y explosiones.


− Tipo de suelo: Para determinar la migración del producto.

− Profundidad de la tabla de agua.

− Distancia a cuerpos de agua.

4 ACTIVIDADES

Las contigencias pueden ser de diversa índole; se destacan las de seguridad industrial, las de salud ocupacional y las de protección ambiental. En general, las contingencias presentan tres etapas básicas: la identificación del problema, el desarrollo del plan de emergencia preestablecido y el reporte de ella ante las entidades y autoridades pertinentes. Algunas contingencias requieren un seguimiento posterior, en el cual se desarrollan tareas adicionales tendientes a mitigar, aliviar o remediar los posibles impactos al medio, tal es el caso de las contingencias por derrames de gran magnitud, fugas de combustibles, y en general las contingencias ambientales ver Figura 5.57.

Un derrame es un vertimiento o escape superficial involuntario y momentáneo de combustible que puede ser rápidamente detectado; una fuga es una pérdida de combustible no atribuible a procesos físico-químicos u operativos normales, de difícil detección y que ocurren en períodos prolongados de tiempo. Con base en estas definiciones se definen los siguientes procedimientos para contingencias.

Figura 5.57 Etapas de una contingencia

IDENTIFICACIONDEL PROBLEMA

DESARROLLO DELAS TAREAS DEEMERGENCIA

DEFINICION PLANDE REMEDIACION

SEGUIMIENTO

REPORTE DE LACONTINGENCIA

REPORTE FINAL DE LACONTINGENCIA

A la autoridad ambiental competente

A la autoridad ambiental competente



En está guía, se presenta un esquema de manejo para aquellas contingencias que impactan directamente al medio ambiente.

El primer paso, cuando se presenta una contingencia, es tratar de identificar al máximo el tipo de problema que se tiene en la estación.

Una vez se ha identificado el problema se procede a desarrollar las tareas de emergencia que tienen como fin minimizar los riesgos inmediatos que puedan ocasionar, en cuestión de segundos, lesiones graves a empleados, lesiones a terceros, daños a la propiedad o al medio ambiente. Estas tareas de emergencia deben especificarse en los PMA o en los EIA y deben darse a conocer y capacitarse a todos los empleados de la estación.

La siguiente etapa es el reporte de la contingencia. El objetivo del reporte es reunir información que permita identificar las áreas con problemas y determinar las acciones requeridas para evitar que estas contingencias se presenten nuevamente. Dependiendo del tipo de contingencia, el reporte puede ser interno (para la estación de servicio), o externo el cual puede incluir un reporte para las autoridades pertinentes y para los distribuidores mayoristas. Este reporte es muy importante en aquellas contingencias que requieren de recursos que no están disponibles ni en el momento ni en el lugar de la emergencia, en estos casos y con base en el reporte se puede plantear o definir el procedimiento de remediación para la estación.

Si se han seguido todas las recomendaciones de construcción, instalación y operación de la estación de servicio, es muy probable que la mayoría de contingencias terminen después de haber adelantado las tareas básicas de emergencia y de haber presentado el reporte de ella. Sin embargo, existen casos fortuitos en donde las tareas de emergencia no son suficientes para controlar e impedir nuevos impactos sobre el medio ambiente, en estos casos, se requiere de un manejo más específico y especializado.

Derrames de gran magnitud y fugas no detectadas rápidamente son ejemplos del tipo de contingencia que pueden presentarse y que necesitan de un plan de corrección dirigido a disminuir y reparar los impactos que se han producido sobre el medio ambiente. Esta etapa debe regirse por la normatividad local y regional vigente para niveles estándares de limpieza, niveles de control y requisitos de protecciones ambientales adicionales. Los requisitos de la normatividad pueden clasificarse en: niveles de concentraciones de contaminantes, localización específica y acciones a seguir.

Los niveles de concentraciones de contaminantes corresponden a valores numéricos que representan las cantidades o concentraciones máximas aceptables de químicos que pueden encontrarse o descargarse al medio ambiente. Representan el fin último de un plan de remediación.

Los requerimientos de localización específica tienen que ver con el uso del terreno circundante.

Los requerimientos de Acciones específicas corresponden a las tecnologías que pueden aplicarse bajo la reglamentación vigente para limpiar determinado sitio o recurso.

De no existir una reglamentación acerca del tema se deben realizar los planes de remediación con base en la evaluación de los estándares presentados en esta guía verificando su relevancia y si son apropiados para la zona. Las contingencias que pueden presentarse durante la operación de las estaciones de servicio son los incendios, las explosiones, los derrames y fugas de combustibles entre otras. A continuación se presentan las acciones de contingencia a tomar durante estas eventualidades.

4.1 Contingencias de fugas de combustibles

4.1.1 Identificación del problema:

Se debe confirmar la fuga de combustible por medio de las actividades descritas en EST-5-3-6. Las fugas pueden ocurrir en los sistemas de almacenamiento, conducción o distribución de combustible, por lo cual es necesario determinar con la mayor precisión cual es la fuente del combustible, sin asumir que la fuga proviene de una sóla fuente.

4.1.2 Acciones de emergencia a desarrollar:

Una vez se ha confirmado e identificado la fuga se debe:

- Cerrar el tanque y suspender la distribución de combustible.

- Desocupar el tanque y dejar fuera de servicio sus respectivos sistemas de conducción y distribución.

- Cancelar nuevos pedidos de combustibles

- Determinar hacia donde se dirige la fuga. Este punto es muy importante ya que los combustibles pueden dirigirse a zonas habitadas creando situaciones de riesgo para las personas que allí residen. Las fugas pueden dirigirse hacia construcciones subterráneas habitadas, ductos subterráneos, suelos, aguas



subterráneas y/o superficiales. Cualquiera que sea el caso se debe seguir los siguientes lineamientos básicos:

- Notificar a los afectados: En caso de construcciones habitadas se debe notificar a los administradores de los edificios o sus residentes; para fugas que se dirigen hacia ductos subterráneos se debe contactar inmediatamente a las empresas encargadas de los sistemas de acueducto y alcantarillado, teléfono, gas cuerpos de agua o pozos, etc. Se debe avisar a la autoridad y demás instituciones locales que puedan colaborar para impedir incendios o explosiones.

- Eliminar posibles fuentes de ignición: Con el fin de evitar explosiones o incendios se debe informar al personal de la estación y a los afectados por la fuga, sobre las siguientes recomendaciones a seguir:

- Cercar el área e impedir el acceso a personas ajenas al equipo de emergencia.

- No fumar.

- No operar interruptores.

- No conectar ni desconectar enchufes, cables de extensión etc.

- Cortar la electricidad con el totalizador de la estación o botón de apagado de emergencia desde una fuente remota; en estos casos, se recomienda que el corte lo realice la compañía responsable del suministro eléctrico. El corte debe hacerse a más de 30 metros de la zona de riesgo.

- Cortar todo el suministro de gas existente.

- No operar ninguna clase de vehículos.

- El principal riesgo asociado con las fugas y derrames de combustibles son los incendios y las explosiones por lo que debe iniciarse inmediatamente la medición de gases y vapores inflamables en los sitios donde fueron detectados. La acción a seguir es medir la cantidad de vapores inflamables presentes en el aire, mediante un explosímetro que indique el porcentaje de límite inferior de inflamabilidad (LLI). El explosímetro debe estar recién calibrado y en perfectas condiciones de funcionamiento. Las mediciones deben realizarse en todos los sitios aledaños a la zona, donde pudiera aflorar combustibles o sus vapores.

Debido a que la presencia de vapores de combustibles puede ocasionar asfixia o perdida del conocimiento, se debe entrar al área afectada usando el equipo de seguridad industrial apropiado, esto es, una máscara para vapores orgánicos o equipo de respiración auto contenido o de línea de aire.

Si con base en las medidas de LLI se determina que existe riesgo de explosión, debe evacuarse el área y ventilar la zona afectada.

- Localizar la entrada de vapores y/o combustibles: En construcciones la entrada de combustibles puede estar localizada en sifones, grietas de pisos y paredes o cajas de conducciones eléctricas o de gas. Cuando la fuga se dirige a ductos subterráneos la identificación de las entradas de vapores o combustibles debe realizarse con la ayuda del responsable de los ductos.

- Remover producto libre: La remoción del producto libre depende del volumen de la fuga y del tipo de combustible. Algunos de los combustibles son volátiles (gasolina), esto es, que se evaporan fácil y rápidamente a temperatura ambiente; otros son no volátiles por lo cual deben ser recogidos o dispersados (diesel). La remoción puede ser por:

- Ventilación:. En esta situación la remoción de vapores puede hacerse con equipo de ventilación el cual debe ser a prueba de explosiones. Si las cantidades de producto no son muy grandes la ventilación puede usarse como mecanismo para remover los combustibles especialmente cuando se detecta la presencia de vapores en ductos subterráneos.

- Absorción: Este mecanismo de remoción se utiliza en derrames para cantidades pequeñas de producto libre de combustibles volátiles y no volátiles. En este caso se puede emplear sorbentes sintéticos, trapos, aserrín, arena entre otros para que el producto libre se adhiera a ellos y poder retirarlo de la zona de riesgo. Es muy importante ubicar correctamente estos elementos después de la remoción de combustible ya que ellos pueden generar un foco de emisión de vapores que puede desencadenar otra contingencia. En general este método se usa conjuntamente con los métodos de ventilación.

- Valdeo: Se utiliza principalmente cuando el producto se ve confinado por alguna estructura que facilita su recolección y posterior remoción. Este mecanismo se usa también cuando el combustible se encuentra



flotando sobre los niveles del agua subterránea y se cuenta con piezómetros o pozos en la zona de riesgo. En piezómetros se puede utilizar un bailer para extraer el combustible.

- Bombeo: Es muy importante cuando el combustible ha llegado a las aguas subterráneas. Si las cantidades de combustibles son grandes este tipo de remoción se considera como una medida de remediación. Ver EST-5-3-12

- Disposición del producto recuperado: El producto recuperado debe separarse en una porción de combustible y otra de aguas-aceitosas. Después de la separación, el agua debe tratarse con alguno de los métodos para el manejo de aguas aceitosas que se presentan en EST-5-2-7.

El combustible separado puede utilizarse como combustible de menor calidad, dependiendo de sus características, o puede incinerarse bajo condiciones controladas por el cuerpo de bomberos.

BAJO NINGUNA CIRCUNSTANCIA EL COMBUSTIBLE DEBE SER DIRIGIDO A LAS ALCANTARILLAS.

4.1.3 Reporte de la fuga:

El operador o el dueño de la estación de servicio está obligado a reportar las fugas que se presenten. El reporte debe hacerse ante una o más agencias gubernamentales y por está razón los aspectos que conforman el reporte pueden variar de acuerdo a la normatividad vigente para el área en donde se presente la fuga. En esta sección presentamos algunos requisitos y procedimientos para reportar las fugas. De acuerdo con la resolución 1170 del DAMA, las estaciones dentro del Distrito Capital deben reportar fugas mayores a 50 galones, para ello se puede usar el formato de la tabla No. 5.11.

El reporte de la fuga debe incluir como mínimo:

- Caracterización de la estación de servicio. Planos o esquemas de localización, número de tanques, edad de los tanques entre otros.

- Reporte de los métodos para prevenir fugas utilizados en la estación, incluyendo los resultados de las últimas pruebas de estanqueidad realizadas.

- Caracterización de la zona: Topografía, límites y tipo de propiedades vecinas, ubicación de pozos de bombeo, tipos y ubicación de sitios aledaños en donde se almacene y distribuya combustibles.

- Historia y reporte de derrames y/o fugas.

- Disponibilidad en la estación de equipos de seguridad industrial y de métodos de remediación.

- Descripción detallada de la detección de la fuga. Lugar, fecha, tipo de fuga, acciones de emergencia adelantadas.

- Evaluación preliminar de la fuga y del volumen de combustible perdido, así mismo una evaluación de los resultados de las acciones de emergencia adelantadas.

4.1.4 Acciones de remediación

Las acciones de remediación se dirigen a remover vapores, producto libre y en solución, y a limpiar suelos y aguas que no pudieron limpiarse durante las tareas de emergencia o cuando la fuga ha migrado fuera del área de la estación a través del suelo y del agua.

El desarrollo de las acciones de remediación está ligado al análisis detallado del reporte de la fuga, este análisis puede conducir a la elaboración de estudios y análisis adicionales con el fin de determinar la caracterización de los impactos, su magnitud y los niveles de limpieza y tratamiento a los cuales se puede llegar con una remediación.

En la ficha EST-5-3-12 se presenta el procedimiento para realizar la caracterización ambiental de la zona y determinar las acciones de remediación a seguir.

4.2 Contingencias de derrames superficiales de combustibles


Los derrames superficiales de combustible se presentan principalmente por sobrellenado del tanque. Al presentarse un derrame se debe identificar claramente cual es el tanque sobrellenado y cuales los surtidores que se abastecen de él. Sin embargo también se pueden presentar derrames en la estación por ruptura del tanque del carrotanque que abastece de combustible a la estación o derrames de menor magnitud, como los que se presentan por sobrellenado o ruptura de los tanques de los vehículos a los cuales, se les



suministra combustible. En cualquier tipo de derrame se debe verificar el tipo de combustible derramado.

Ante derrames de ACPM, Kerosene, productos menos peligrosos que flotan en el agua, aún cuando la evaporación de estos productos puede ser significativa, la respuesta preferida es contener y recuperar el producto, extremando las precauciones para asegurar el área, la cual debe estar libre de vapores explosivos antes de iniciar la labor de contención y recuperación del producto derramado.

Si los derrames son de gasolina, la contención de estos productos, puede ser extremadamente peligrosa ya que flotan en el agua y son muy inflamables debido a que se forman concentraciones de vapores explosivos. La respuesta preferida es contener los vapores, cubriendo la superficie con espuma contra incendios y dispersar el producto, luego se debe evitar que el derrame alcance ductos subterráneos o cuerpos de agua mediante el despliegue de barreras que pueden ser de materiales absorbentes, por último se debe permitir que el producto se evapore si no es posible su recuperación.

Ante cualquier tipo de derrame de combustible se deben tomar precauciones extremas para asegurar el área. El área debe estar libre de vapores explosivos antes de iniciar la labor de contención y recuperación del producto derramado. Para ello se debe medir con el explosímetro los niveles de oxígeno (19.5-23.5%) y de los gases combustibles (<10%LEL) para el acceso del personal con máscara para vapores orgánicos.

Los vapores de la gasolina son más pesados que el aire, por esto, tienden a acumularse en las partes bajas de las edificaciones, en sótanos y alcantarillas. Las mediciones de LEL deben realizarse a 30 cm de la superficie del piso.

4.2.2 Acciones de Emergencia:

Cuando se presenta sobrellenado de alguno de los tanques de la estación se debe:

- Suspender inmediatamente el flujo del combustible del carrotanque al tanque.

- Eliminar fuentes de ignición hasta una distancia de por lo menos 30 metros del lugar del derrame.

- Suspender operaciones en la estación.

- Suspender el suministro de energía en el tablero de control.

- Mantener el personal no autorizado lejos del área.

- Determinar hasta donde ha llegado el líquido y los vapores tanto en superficie como en profundidad.

- Colocar extintores de polvo químico seco alrededor del área del derrame.

- Evitar que el producto fluya hacia las alcantarillas o ductos subterráneos, instalando diques o barreras de confinamiento o usando absorbentes para el producto.

- Descargar el combustible del tanque sobrellenado en una caneca de recolección, desde cualquiera de los surtidores que se abastecen del mismo, hasta cuando regrese al nivel de capacidad máxima.

- Cerrar herméticamente la caneca de combustible que se ha llenado y situarla en un lugar al aire libre y lejos de fuentes de ignición hasta cuando exista cupo en el tanque que permita recibir este combustible.

- Recoger el combustible libre que se encuentre en la superficie de la estación con baldes o con material absorbente.

- Secar el combustible restante con arena, trapos, aserrín, esponjas, sorbentes sintéticos.

- Si el derrame es de gran magnitud debe avisarse a los bomberos, para que esparzan espuma contra incendio sobre el combustible y evitar así un posible incendio.

Si el derrame se produce por ruptura del tanque del carrotanque se debe:

- No tratar de taponar los recipientes que contienen líquidos a presión o gases explosivos, mediante técnicas no seguras, ya que se puede causar incendios o explosiones.

- Para tapar un orificio se puede utilizar un neumático inflado asegurándolo con bandas o tablas. Recuerde no martillar con un objeto metálico, ni con piedras que puedan producir chispas al contacto con otra superficie. Lo ideal es usar un mazo de madera o recubierto con caucho (neumático)



- Si dispone de masillas úselas para tapar los orificios. Es la forma más práctica de taponar orificios pequeños o fisuras.

- Si no puede taponar el orificio se debe recoger el hidrocarburo en recipientes temporales o construyendo estructuras de contención y recolección para evitar que el combustible llegue a las alcantarillas o aguas del sector.

Figura 5.58 Derrame superficial de combustible. Adaptado de The Prairie et al.

Derrames en la zona de islas por sobrellenado del tanque de un vehículo o por fugas en las mangueras son de menor magnitud y deben ser contenidos y limpiados con material absorbente o absorbentes naturales como cascarilla de arroz, aserrín, papel triturado etc.

RECUERDE NO CONDUCIR EL COMBUSTIBLE DEL DERRAME HACIA EL ALCANTARILLADO PUBLICO

4.2.3 Reporte de la contingencia:

El reporte del derrame es más simple que el de una fuga; en él se deben incluir los aspectos básicos de por qué y como se presentó el derrame y una explicación de las acciones de emergencia desarrolladas. Tal vez el punto más importante del reporte es la determinación de si hubo un control total del derrame y si se afectaron zonas aledañas a la estación. El reporte debe seguir los puntos que apliquen sugeridos en la sección de reportes de fugas siempre y cuando el combustible derramado haya sido mayor a 50 galones.

4.2.4 Acciones de remediación:

Si después de adelantar las medidas de emergencia se determina que el combustible se desplazó hacia zonas ajenas a la estación como construcciones aledañas, ductos subterráneos o cuerpos de agua se deben seguir las actividades apropiadas. de remediación, expuestas en la sección de caracterización y remediación, ficha EST-5-3-12.

4.3 Contingencias por incendios


Pueden presentarse incendios en el carrotanque de suministro, en las bocas de llenado del tanque, en las islas, o en las oficinas de la estación de servicio. Es muy importante identificar claramente donde se encuentra el incendio para así seguir las acciones de emergencia correspondientes.

4.3.2 Acciones de emergencia:

Las acciones de emergencia en caso de incendio varían de acuerdo en donde se presente el incendio. En general se puede decir que las acciones de emergencia son:

- Suspender de inmediato el suministro del combustible.

- Llamar a los bomberos.

- Combatir el fuego con los extingidores más cercanos.

- Retirar los vehículos no incendiados.



- Si el incendio es en el carrotanque se debe inmovilizarlo y usar los extinguidores, si el incendio no es controlado se debe aplicar agua para enfriar la cisterna.

Dependiendo en donde se produce el incendio se debe seguir las labores de emergencia establecidos en los planes de emergencia de la estación.

4.3.3 Reporte:

El reporte de derrames dependerá de la dimensión de la contingencia. En principio no se requiere reporte de derrames menores a autoridades ambientales, solamente debe realizarse un informe interno a la compañía distribuidora mayorista que puede ser solicitado por la autoridad ambiental competente.

4.3.4 Remediación:

Se limita a la correcta disposición de los elementos utilizados para sofocar el incendio, esto es de los residuos de los extinguidores y del agua.

5.3.12 EVALUACION DE RIESGOS Y REMEDIACION EN SITIOS

AFECTADOS POR HIDROCARBUROS



1. OBJETIVOS

Presentar una guía básica a seguir para la evaluación de riesgos y acciones correctivas en sitios afectados por fugas o derrames de combustibles basados en el manejo del riesgo. En esta guía no se presentan todos los detalles, de la evaluación pero sí se destacan los pasos básicos de la misma, recomendando algunas procedimientos que faciliten el mecanismo de evaluación. El análisis que se presenta no es único ya que existen diferentes mecanismos para evaluar cada uno de los pasos que aquí se presentan

En la actualidad existen varios procedimientos para realizar la evaluación de riesgos, por contaminación de hidrocarburos, entre ellos se encuentran: Risk-Based Corrective Action (RBCA) elaborado por la Sociedad Americana de Ensayos y Materiales (ASTM) cuyo objetivo es determinar cuales son las concentraciones máximas que se pueden dejar en el suelo y en el agua subterránea sin causar un riesgo mayor a la salud humana y al medio ambiente.

El CONCAWE es el procedimiento para el análisis de riesgo en Europa, el cual de una forma más sencilla; realiza las mismas tareas del RBCA pero con base en los usos del suelo.

Esta guía presenta la metodología para la toma de decisiones de remediación basados en el riesgo documentado los procedimientos mas aceptados a nivel mundial.

Este procedimiento contiene medios para identificar si se requiere acciones correctivas en el sito, ligando los principios de evaluación de riesgos con los de investigación del sitio, y decisión sobre acciones correctivas.

2 DEFINICIONES:

Criterio: Límite numérico genérico o comentario cuyo objetivo es dar una guía general para la protección, mantenimiento y mejoramiento de los usos específicos de suelo y agua.

Límites analíticos de detección. Se definen como la menor concentración que puede medirse rutinariamente con un nivel adecuado de confiabilidad y repetición.

Criterios de Evaluación: Sirven como marco de referencia contra los cuales se evalúa el grado de contaminación de un lugar y se determina la necesidad de tomar medidas adicionales en el suelo o en el agua en un cierto lugar. Los

criterios de evaluación serán establecidos por la autoridad ambiental, hasta que el Ministerio del Medio Ambiente, determine los parámetros o criterios a nivel nacional1. Como referencia se presentan los niveles para concentración de diferentes compuestos químicos permitidos en suelo y agua, los cuales se adoptaron de la legislación canadiense y más específicamente del "Interim Canadian Environmental Quality Criteria for contaminated Sites". Este documento incluye una serie de valores numéricos para la evaluación y la remediación del agua y de los suelos en áreas de agricultura, residenciales/áreas de parques y áreas industriales/comerciales. En la tabla No. 5-15 se presentan los criterios de evaluación establecidos por esta reglamentación Canadiense para algunos de los parámetros de interés (HTP, BETX)

Criterios de remediación: Son concentraciones específicas para cada sitio. Corresponde a niveles meta para acciones de remediación basados en el riesgo para compuestos de interés, desarrollados para un sitio en particular, determinados con base en las Fases 2 y 3 de la evaluación ambiental (Ver figura No. 5.59) y acordados con la autoridad ambiental. En la Tabla No. 5-16 se presentan algunos valores de TPH y BTEX para suelos y aguas establecidos para algunos estados de Estados Unidos.

3 IMPACTOS A PREVENIR O MITIGAR

− Migración de productos contaminantes.

− Riesgos a la salud humana o al medio ambiente.

− Afectación de suelos y aguas subterráneas y superficiales.

− Afectación de cobertura vegetal

− Riesgos de explosión o incendio.


− Normatividad vigente

− Cercanía a sitios de alta densidad poblacional

1 El DAMA establece para el área de su jurisdicción, mediante la resolución 1170, parámetros de remediación para suelo.





− Profundidad del nivel del agua subterránea

− Tipo de suelo.

− Toxicidad de los combustibles que se expenden en la estación

− Actividad en la que se utilizará el área de la estación, si se presenta su cierre o abandono.

− Flora y Fauna de la zona.

5 ACTIVIDADES

La caracterización ambiental tiene como objetivos:

− Determinar la presencia de hidrocarburos en el suelo y agua.

− Determinar si las concentraciones de hidrocarburos están por encima de los límites permitidos por la autoridad ambiental.

− Determinar los riesgos que la concentración de hidrocarburos acarrea tanto para las personas como para el medio ambiente.

− Determinar si se requieren tareas de remediación y los límites de limpieza a los cuales se debe llegar con su empleo.

− Determinar técnicas de remediación a emplear en el sitio.

La caracterización ambiental se lleva a cabo tanto en las labores de contingencia, después que se ha detectado una fuga de combustible fuera de control, como en las tareas para el cierre permanente de la estación. En ambos casos la caracterización determina las tareas de remediación a desarrollar.

El procedimiento de caracterización y evaluación se basa en fases o niveles de acción, las cuales facilitan el uso del tiempo y los recursos tanto de las autoridades ambientales como del sector industrial. Al final de cada fase se llega a una de las siguientes decisiones: pasar a la siguiente fase de la evaluación, implementar una acción correctiva, cumplir un monitoreo, o el no-requerimiento de ninguna acción adicional.

En la Figura 5. 59 se presenta una serie de actividades necesarias para realizar una correcta evaluación ambiental de una estación de servicio. Algunas o todas estas actividades pueden aplicar dependiendo del tipo de problema o contingencia que se presente en el área. Como puede deducirse, a medida que se avanza en cada una de las fases de evaluación los recursos, tiempo y dinero invertidos, aumentan, dado que en cada fase se requiere de información adicional y datos analíticos específicos. Así mismo, a medida que se avanza en las fases de la metodología, los criterios de evaluación (conservadores) se reemplazan por valores específicos para la estación de servicio.

A continuación se presenta una breve descripción de cada uno de los pasos de la metodología.

Figura 5.59 Metodología para la evaluación ambiental de una estación de servicio

Diligenciar formato de remodelación ante autoridad

ambiental competente.

EVALUACION INICIAL DEL SITIO

(Informe para la estación de servicio)

Diligenciar formato de cierre ante autoridad ambiental

competente.

ACCIONES DE EMERGENCIA

(Diligenciar el reporte de fuga ante la autoridad ambiental competente)

Se requiere acciones de emergencia?

SI

NO

SE EXCEDEN LOS

CRITERIOS

FASE UNO EVALUACION SE SATISFACEN LOS

CRITERIOS

SI

Es costo-eficiente la acción correctiva para el criterio?

NO

¿Medida provisional?

Reporte de los resultados de la fase uno ante la autoridad

ambiental competente indicando si se satisfacen los

criterios, si se asume la acción correctiva o la decisión

de pasar a fase 2 de la evaluación.

Aprobación por parte de la autoridad ambiental

SE EXCEDEN LOS

CRITERIOS

FASE DOS EVALUACION SE EXCEDEN LOS

CRITERIOS

SI

Es costo-eficiente la acción correctiva para el criterio?

NO

¿Medida provisional?

Reporte de los resultados de la fase dos ante la autoridad

ambiental competente indicando si se satisfacen los

criterios, si se asume la acción correctiva o la decisión

de pasar a fase 3 de la evaluación.


SE EXCEDEN LOS

CRITERIOS

FASE TRES EVALUACION SE EXCEDEN LOS

CRITERIOS

ACCION CORRECTIVA FINAL

Reporte ante la autoridad ambiental competente del plan

de remediación a adelantar.

¿CUMPLE EL MONITOREO?

NO

SI


NO ACCIONES ADICIONALES

Reporte de cierre de la evaluación ante la autoridad

ambiental competente.

EST-5-3-12 Página 137 5.3.12 EVALUACION DE RIESGOS Y REMEDIACION EN SITIOS



5.1 Evaluación inicial de la estación de servicio

5.1.1 Recopilación de Información básica:

El primer paso de la evaluación es reunir la información básica y general de la estación de servicio, evaluando así mismo el tipo de acciones de emergencia a desarrollar ante situaciones potenciales de contaminación que puedan presentarse. Entre la información requerida se encuentra:

− Tamaño y tiempo de operación de la estación de servicio.

− Sistemas de drenaje, tratamiento de aguas negras, industriales y de escorrentía, y tipo de alcantarillado de la estación de servicio.

− Tipos y cantidad de combustibles que se almacenan y distribuyen.

− Ubicación de los elementos de la estación (planos) verificando que ellos reflejen las condiciones actuales de la misma; esto es, número de tanques, capacidades, edad de los tanques, registros de las pruebas de estanqueidad de tanques y tuberías, tipo y descripción de la contención secundaria de cada sistema de almacenamiento, conducción y distribución de combustible.

− Historia de fugas y derrames de combustible en la estación de servicio. De no estar disponible esta información se debe adelantar un inventario de auditoría que permita determinar la situación actual.

− Tipo de productos químicos almacenados.

− Técnicas de manejo para residuos sólidos (domésticos e industriales).

− Información geológica, hidrogeológica, morfológica y topográfica de la zona.

− Información que permita ubicar la estación de servicio dentro del medio ambiente local de tal forma que se identifiquen y localicen personas y recursos naturales (receptores) que puedan ser impactados por la estación de servicio y las rutas potenciales de exposición. Para ello se requiere de información sobre uso del suelo de la estación y de la zona adyacente a ella, proximidad y uso de aguas superficiales que puedan verse afectados, uso actual y potencial de aguas subterráneas, profundidad y gradiente del flujo de agua subterránea, ubicación de áreas sensibles, entre otras.

5.1.2 Acciones de Emergencia:

Con base en esta información se evalúan las acciones a seguir en caso de presentarse una amenaza inmediata para la salud y/o para el medio ambiente. En esta etapa se deben aplicar los planes de acción de emergencia para estas situaciones. En la sección EST-5-3-11 se presentan algunos procedimientos a seguir durante las emergencias más comunes en estaciones de servicio.

5.1.3 Modelo conceptual de la estación de servicio

Con base en la información inicial, se debe desarrollar un modelo conceptual del sitio. Este modelo es una descripción de como los combustibles o químicos almacenados en la estación de servicio, podrían contribuir a aumentar los niveles de riesgos en los receptores potencialmente expuestos. Este modelo es una evaluación cualitativa de los recursos, vías de exposición y receptores, el cual sirve para probar hipótesis, datos de campo, y procedimientos, permitiendo identificar los sitios más adecuados para el muestreo en fases posteriores a la evaluación, lo cual implica una reducción de costos y un aumento en eficiencia. El modelo conceptual debe contemplar, entre otros, las siguientes vías de exposición:

− Ingestión accidental de suelos o polvo afectados por hidrocarburos (dentro y fuera de la estación).

− Contacto de la piel con sólidos o polvo afectados por hidrocarburos (dentro y fuera de la estación).

− Inhalación de vapores provenientes de suelos.

− Inhalación de vapores provenientes de aguas subterráneas afectados por hidrocarburos.

− Inhalación de vapores provenientes de producto libre.

− Infiltración de producto libre desde el suelo hacia el agua superficial o subterránea.

− Uso doméstico de aguas superficiales y subterráneas afectados por hidrocarburos.

− Consumo de frutas y vegetales cosechados en la zona que puedan estar afectados por hidrocarburos.

− Afectación a la Flora y Fauna




5.2 Fase Uno

La fase uno comprende: la recolección de datos de las condiciones ambientales actuales de la estación, la interpretación de los análisis químicos de las muestras, la comparación de las condiciones ambientales de la estación con los criterios de evaluación dentro de un marco legal de referencia de niveles máximos permitidos de contaminación y la evaluación de los resultados globales. Dado que en la actualidad no se cuenta con criterios de evaluación establecidos, se tomarán los especificados por la legislación canadiense y que se presentan en la Tabla 5-15.

La recolección de información en esta fase debe basarse en el modelo conceptual del sitio, desarrollado con anterioridad, con el fin de distribuir adecuadamente el muestreo en aquellas zonas sensibles a contaminación y en las rutas de exposición.

5.2.1 Evaluación de suelos y aguas:

El objetivo fundamental de ésta parte del estudio es determinar si existen y en que concentraciones, hidrocarburos en la zona. La evaluación de suelos y aguas se lleva a cabo por medio de una evaluación de campo y de una evaluación analítica de muestras en el laboratorio.

5.2.1.1 EVALUACIÓN DE CAMPO: Para determinar en forma preliminar, en el campo, la presencia de hidrocarburos en muestras de suelo, especialmente gasolina y aceite de motor, y la presencia de compuestos orgánicos volátiles se puede utilizar alguno de los siguientes métodos:

Mezcla de Agua y suelo: Se llena un recipiente transparente con la muestra de suelo o relleno a analizar y se introduce suficiente agua limpia y libre de contaminación para saturar la muestra y para obtener por lo menos un centímetro de agua libre sobre la parte superior de la misma. Una vez saturada la muestra, se tapa el recipiente y se agita. Posteriormente, se destapa y se inspecciona el recipiente en búsqueda de brillos, “visos” y/o destellos sobre la superficie del agua (iridiscencia). La presencia de éste brillo indica que los suelos están contaminados bien sea por combustible libre o por combustible en dilusión. Cuando se utiliza este método se debe tener en cuenta que la cantidad de luz puede ocultar la presencia de brillo, por lo cual la inspección debe hacerse en diferentes condiciones de iluminación.

Método de campo para absorción: Sirve para determinar el producto libre que se encuentra en el suelo contaminado. En éste método simplemente se presiona, por unos segundos, la muestra de suelo contra un papel o una bolsa de papel absorbente, el cual se inspecciona en búsqueda de señales de grasa. Es importante que la inspección se realice rápidamente ya que la gasolina es volátil y los signos de contaminación se desvanecen rápidamente. Este tipo de inspección puede verse interferido por la presencia de humedad en el suelo, sin embargo el efecto de la humedad en el papel absorbente puede aislarse ya que la humedad se transfiere al papel pero no se dispersa sobre él, como si lo hace la gasolina y el aceite.

Investigación de los vapores del suelo: Para determinar los compuestos orgánicos volátiles en el suelo (COV´s), o hidrocarburos cuya presión de vapor real a temperatura ambiente es igual o superior a 0.5 psi, se utiliza un FID (ionizador de llama), un PID (fotoionizador), un OVA (Analizador de Vapor Orgánico) entre otros.

El estudio de vapores en suelos se puede llevar a cabo mediante la instalación de hidropunzones (lectura real, directa e “in situ”) o mediante muestras recuperadas durante la perforación de pozos de monitoreo. En cualquiera de los métodos utilizados se debe medir los COV´s cada 0.50 m en profundidad a partir del nivel de la superficie para cada uno de los puntos de muestreo (hidropunzón y/o perforación).

Las perforaciones para el muestreo deben llevarse hasta la tabla de agua o a máximo siete (7) m de profundidad, en caso de no encontrar contaminación.

La evaluación de campo incluye procedimientos sencillos para determinar la presencia de hidrocarburos y para medir vapores orgánicos. La evaluación inicial se hace con perforaciones aledañas a las zonas de almacenamiento, conducción y distribución, o a la fuente de contaminación determinada con anterioridad. La evaluación inicial comprende como mínimo cuatro (4) sondeos para el muestreo de suelos y de agua subterránea. Los sondeos se distribuyen espacialmente para rodear la zona de interés, tratando que por lo menos uno de ellos sea un sondeo testigo, es decir un sondeo que se considera no contaminado y contra el cual se compararán los resultados de los análisis en la zona contaminada; el sondeo testigo (blanco) debe estar alejado y aguas arriba de la fuente de contaminación que se estudie. En algunos sitios, dada la migración de combustible, no es posible obtener un sondeo testigo para el estudio, sin embargo por lo menos uno de los sondeos debe estar ubicado aguas arriba del gradiente del flujo.




En el estudio de gases mediante perforaciones se depositan las muestras recuperadas de la perforación en frascos de vidrio, cuya boca se cubre con papel aluminio y se tapan, agitándolas para que las muestras se desboronen obteniéndose una superficie mayor que permite la volatilización. Las muestras así almacenadas se dejan en reposo en un lugar protegido del rayo directo de la luz y después de 20 minutos se determina los COV´s de la muestra introduciendo, para ello, el fotoionizador (PID), el analizador de vapor orgánico (OVA) o el ionizador de llama (FID) en el frasco, rompiendo directamente el papel aluminio de protección.

De cada sondeo se escogen para su análisis en laboratorio, por lo menos dos muestras de suelo que representen las concentraciones más altas de COV´s a diferentes profundidades,. Si durante la perforación, se alcanza la tabla de agua, se deben tomar adicionalmente muestras de agua para enviar al laboratorio y por lo menos una de las muestras de suelo a analizar debe estar inmediatamente arriba del nivel de tabla de agua.

Como puede deducirse estos estudios de campo no determinan concentraciones exactas del tipo de hidrocarburo pero si dan una señal de contaminación, o cuales muestras requieren de un estudio específico para determinar concentraciones específicas.

Durante la perforación se debe muestrear suelos cada 0.50 y si aplica se debe muestrear el agua subterránea.

5.2.1.2 EVALUACIÓN ANALÍTICA DE MUESTRAS DE LABORATORIO: Los análisis que se realizan sobre las muestras dependen del tipo de hidrocarburo que se encuentre en la zona y del tipo de muestra (agua o suelo). Cuando se desconoce el tipo de hidrocarburo que ha afectado la zona, los análisis se realizan también para determinar el tipo combustibles que está contaminando. En la Tabla No. 5.14 se presenta una lista de los análisis que se deben realizar, dependiendo del tipo de combustible presente.

Todos los resultados recolectados durante la evaluación de campo y la evaluación analítica deben plasmarse en un plano que facilite la visualización de las condiciones ambientales y la identificación de zonas con problemas.

COMBUSTIBLE PARAMETRO METODO ANALITICO

TIPO DE MUESTRA

GASOLINA BTEX EPA 503.1 Agua EPA 524.1 Agua EPA 601 Agua EPA 624 Agua y suelos SW-846 8020 Agua y suelos SW-846 8021 Agua y suelos HTP EPA GC

(cromatografía de gases)

Agua y suelos Agua

DIESEL, KEROSENE Y ACEITES #1 Y 2

HTP EPA GC Agua y suelos

PAHs/PNAs EPA 525 Agua y suelos Aceite #4,5 y 6 aceite usado

HTP Agua y suelos

PAHs/PNAs EPA 525 Agua y suelos

Tabla No. 5.14 Análisis de laboratorio para combustibles.

5.2.2 Determinación de contaminación:

Con base en los resultados de laboratorio se debe determinar si el área está o no contaminada. Pero ¿qué significa estar contaminada?. La forma más conservadora de responder esta pregunta es comparando las concentraciones de BTEX, HTP y demás parámetros de la zona con los niveles establecidos por la autoridad ambiental competente o por criterios de evaluación. Si las concentraciones están por encima de estos niveles la zona está contaminada, si no, la zona puede considerarse como "limpia". Sin embargo está comparación no es tan fácil ya que los niveles permisibles de hidrocarburos en suelo y agua varían dependiendo de la normatividad local y en especial de la localización ambiental de la estación.

La mayoría de las legislaciones contienen varios niveles permisibles de contaminación, dependiendo del riesgo de contaminación, es decir la cercanía a recursos que pueden ser o no afectados, en el uso específico del suelo y si existe o no agua subterránea potable en el subsuelo de la estación de servicio.




Por simplicidad los niveles de concentración de combustibles permisibles en suelo se basan en el uso del mismo. Los niveles de concentración de combustibles permisibles para aguas subterráneas son muy conservadores ya que se basan en el peor escenario de exposición y recepción de contaminantes.

Para zonas en donde existe uso del agua subterránea, se debe escoger como niveles de concentraciones permisibles el menor entre los establecidos para el suelo y los establecidos para el agua subterránea, ya que los contaminantes pueden pasar por goteo del suelo a los niveles de agua subterránea. Para usar estos niveles se debe determinar como mínimo:

− El uso actual y futuro del suelo en donde se encuentra la estación.

− Realizar un inventario completo de las rutas de migración de contaminantes en el sitio

− Determinar si existe o no agua subterránea potable en el subsuelo de la estación

− Determinar si los niveles subestiman los impactos para las condiciones específicas del sitio (esta situación es poco probable ya que estos niveles son muy conservadores y por lo general se basan en el peor-escenario de exposición).

Si al comparar los resultados de los análisis de laboratorio de las muestras, se encuentran que las concentraciones son mayores a las que presentan la criterios de evaluación, la zona está contaminada. Una vez se ha definido que el sitio excede los límites de hidrocarburos para agua y suelo se deben determinar y desarrollar una serie de tareas para establecer que área ha sido afectada, clasificándola, de acuerdo con el sistema de clasificación de sitios contaminados que se presenta en el Anexo III de esta guía, y definiendo las acciones de respuesta.

En el anexo III se presenta el sistema de clasificación canadiense. Está clasificación se realiza con base en un método numérico aditivo que asigna puntos a diferentes características o factores de cuantificación de la amenaza o las amenazas potenciales de la estación. En segundo lugar, y de acuerdo con el puntaje obtenido en el primer paso, se clasifica la estación específica en un rango de riesgo, esto es, si es de clase 1, clase 2, clase 3 o clase N (alto, medio, medio bajo y bajo riesgo) y dependiendo de este nivel se pueden tomar las acciones correctivas correspondientes.

La decisión de adelantar tareas correctivas va a depender de la relación beneficio-costo de las mismas, de esta forma se debe evaluar, junto con la autoridad ambiental:

- Reducir las concentraciones a niveles menores que los permisibles.

- Controlar las vías de exposición.

- Cambio en el uso del suelo y/o agua.

Si cualquiera de estas alternativas es mas costo-eficiente que pasar a la siguiente fase de la evaluación, se debe proceder a desarrollar la tarea correctiva, si por el contrario esta parece ser inapropiada, se debe seguir a la siguiente fase de la evaluación, Fase dos, aplicando las medidas provisionales necesarias.

5.2.3 Reporte de la fase Uno

La fase uno incluye la elaboración de un informe en donde se deben extractar los resultados de cada uno de los procedimientos empleados durante las caracterización expuestas anteriormente. Debe anexar los resultados de análisis de laboratorio de las muestras de suelo y agua, y especificar claramente si existe o no-contaminación en la zona, y cual es el área afectada. A continuación se presentan los elementos básicos que debe cubrir el reporte de la fase uno.

ELEMENTOS PARA UN REPORTE DE FASE UNO DE EVALUACIÓN DE CONTAMINACIÓN.

Un reporte inicial debe contener y desarrollar los siguientes temas básicos:

I.PORTADA

- Nombre de la estación

- Dirección de la estación

- Reporte de fuga No.: (reporte de cierre No. o reporte de remodelación No.)

- Fecha

II. AUTORES




- Nombre, dirección, teléfono y número de fax de la persona que prepara el informe

- Información de certificación profesional (si aplica)

- Nombre, dirección, teléfono y número de fax del dueño u operador de la estación.

III. DESCRIPCION DE LA SITUACIÓN:

Describir si se trata de una fuga, derrame de combustible o la evaluación se lleva a cabo como parte del cierre o remodelación de la estación de servicio.

IV. INFORMACION DE LA FUGA Y/O PROBLEMA DE CONTAMINACION

- Causa de la fuga (Descripción de la fuente)

- Tipo de combustible derramado

- Volumen de producto derramado (Si es posible determinarlo)

- Historia de fugas en la estación.

- Datos del muestreo

V. ACCIONES DE EMERGENCIA DESARROLLADAS

- Tareas adelantadas para suspender la fuente de la fuga y prevenir fugas posteriores

- Mitigación de peligros

- Tareas para determinar y recuperar combustible libre

- Tareas adelantadas para prevenir la migración de los combustibles

- Manejo del suelo (si aplica)

VI. ACCION A SEGUIR

Especificar si se escoge adelantar directamente una acción correctiva, o si por el contrario se escoge proseguir a la fase dos de la evaluación, describiendo las razones que determinan la decisión.

VII. INFORMACION ADICIONAL

- Sitio de disposición de residuos

- Reporte de análisis químicos

- Anexo Fotográfico.

5.3 Fase Dos de la evaluación:

Esta fase requiere de una evaluación más detallada del sitio centrándose en las vías de exposición que han causado el no-cumplimiento de los niveles máximos permitidos. Esta fase por lo general conlleva más análisis de campo y una evaluación detallada de los riesgos. Para ello se requiere de la revisión del modelo conceptual de la estación, ya que en él se pueden determinar cuales vías de exposición no están presentes en el caso específico y pueden eliminarse de esta fase; así mismo, permite identificar cuales son las vías de exposición que contribuyen a aumentar la exposición de los receptores.

En la fase dos de la evaluación se consideran además las exposiciones potenciales en los puntos en los que se debe cumplir los niveles de remediación, estos puntos hacen referencia a los límites de la propiedad y la ubicación de las fuentes de contaminantes con respecto a los receptores potenciales.

5.3.1 Exploración formal del sitio:

El objetivo de esta exploración es delinear la extensión de la migración de combustible. Para ello se realiza una serie de perforaciones para tomar muestras de agua y suelo que ayuden a determinar hasta donde se ha extendido la nube de contaminación. El número de las perforaciones no es predeterminado pero debe ser tal que determine con precisión la extensión areal, vertical y longitudinal del contaminante; desde este punto de vista se deben realizar perforaciones hasta cuando los resultados de los análisis de laboratorio de las muestras de la última perforación presenten niveles de contaminación menores a los criterios de evaluación.

Las perforaciones en este tipo de caracterización pueden llevarse a profundidades mayores a las de la caracterización inicial, (máximo a 14 metros de profundidad) y se deben tomar también muestras de suelo y agua para su análisis. Si se capta el nivel del agua subterránea se debe construir pozos de control siguiendo las especificaciones para pozos de monitoreo dadas en EST-5-2-4 numeral 7.5.

5.3.2 Interpretación de los datos:

La interpretación de los datos en esta fase se basa en:




− Evaluaciones específicas de riesgos

− Desarrollo de los niveles objetivos específicos para el sitio

− Comparación de las concentraciones medidas con los criterios de evaluación.

La fase dos toma en cuenta la evaluación de riesgos:

5.3.2.1 EVALUACIÓN DE RIESGO: El objetivo es determinar los riesgos a los cuales, tanto el medio ambiente como la población, se ven afectados por la presencia de hidrocarburos, y determinar con base en estos riesgos los niveles de limpieza a los cuales deben llegar las acciones remediales.

Este procedimiento se basa en la premisa que diferentes sitios requieren de diferentes niveles aceptables de contaminación dependiendo de la exposición a la cual se ve sometida la población o los recursos aledaños. Esta metodología presenta niveles aceptables de contaminación para un sitio en particular dependiendo de si existe un riesgo o no aceptable para la zona. En general se define riesgo como:

Riesgo= Exposición x Toxicidad

De esta forma si no existe exposición no existirá riesgo y en consecuencia no se requerirá de acciones de limpieza o remediación.

Una evaluación de riesgos comprende:

− Recopilación de información básica

− Determinación de amenazas

− Análisis de exposición

− Cuantificación de riesgos

− Decisión de límites de limpieza, y alternativas de limpieza.

La información básica comprende la recopilación de datos técnicos de los posibles contaminantes (toxicidad), así mismo comprende información básica de la estación (geología, hidrología, cercanía a cuerpos sensibles, entre otras) y los criterios de evaluación (Ver Tabla No. 5-15).

Es muy importante recordar que la información que se requiere para desarrollar una evaluación de riesgos está ligada a la toxicidad de componentes individuales y no de parámetros de contaminación, tal es el caso de los HTP, los cuales se miden para determinar si existe o no-contaminación pero no se puede utilizar en los estudios de riesgos ya que no existe información de toxicidad para esté parámetro.

Una vez se ha recopilado toda está información básica, se debe determinar cuales amenazas son aplicables al caso específico de cada estación de servicio y cuales son los parámetros representativos para cada una de estás amenazas; por ejemplo, se pueden considerar amenazas de explosión, de corrosión, de ingestión, de inhalación de vapores, inhalación de partículas contaminadas, bioacumulación por vegetales, contacto con la piel, de quemaduras o de toxicidad, entre otros. Cada una de las amenazas identificadas para el estudio específico debe ir correlacionada con las concentraciones que determinan el nivel a partir del cual el contaminante empieza a ser una amenaza. La toxicidad es uno de los parámetros de mayor importancia en esta evaluación.

Sin embargo las concentraciones de contaminantes no son amenazas si no existe un contacto o una exposición directa a ella, por esta razón el siguiente paso en la evaluación de riesgos es el análisis de exposición. En este análisis se deben considerar las posibles líneas de flujo que pueden seguir los contaminantes y su movimiento a través del medio. En el análisis se debe determinar quien podría estar expuesto a los contaminantes, si en forma continua o intermitente, en que concentraciones, por cuanto tiempo, etc. Los análisis de exposición deben considerar tanto la exposición de las personas, como la exposición del medio ambiente (aire, agua, suelo, y otros organismos vivientes).

Con base en estos análisis se determinan los riesgos, es decir, la probabilidad y el costo de que las amenazas ocurran. Con base en ellos se toman las decisiones para determinar concentraciones de limpieza, o criterios de remediación, a las cuales deben llegar las tareas de remediación, eliminando así el uso de niveles de acción de carácter general, que se aplican a todo sitio sin tener en cuenta las características particulares de cada estación de servicio.

Los resultados de la evaluación de riesgos se comparan con los criterios de remediación para determinar la conclusión de la fase 2. Si se necesitan niveles específicos para el sitio, estos se deben determinar usando la evaluación de riesgos del sitio. Estos nuevos criterios ambientales son específicos para la estación de servicio. Si los criterios se satisfacen en la fase 2 no se requieren




acciones correctivas adicionales, diferentes a un monitoreo periódico. Si el riesgo estimado para el sitio específico sobrepasa los criterios ambientales establecidos, se debe determinar las acciones correctivas a seguir dependiendo del beneficio-costo. Si esta acción no es benéfica de acuerdo a su costo, se debe seguir a la fase tres de la evaluación; sin embargo, es muy probable que se requiera de una acción correctiva provisional, es decir una acción correctiva para satisfacer los niveles internos legales. Esta acción puede incluir la remoción de puntos localizados de contaminación y tareas para reducir riesgos.

5.3.3 Reporte de la fase dos

La fase uno incluye la elaboración de un informe en donde debe extractar los resultados de cada uno de los procedimientos empleados durante las caracterizaciones expuestas anteriormente. Debe anexar los resultados de análisis de laboratorio de las muestras de suelo y agua, y especificar claramente si existe o no-contaminación en la zona, y cual es el área afectada. Si se realiza una evaluación de riesgos, el reporte debe incluir una descripción de la metodología de la evaluación y presentar los niveles de limpieza y las tablas de toxicidad utilizados.

5.4 Fase tres

La última fase de la evaluación es la fase tres, esta fase requiere de datos específicos del sitio más especializados al igual que modelaciones numéricas de transporte de contaminantes. La fase 3 de la evaluación da un cálculo de los riesgos, los cuales se comparan con los criterios para la aceptabilidad o no de acciones correctivas, en la misma forma que en la fase dos. Si se determina que el riesgo no es aceptable se debe revisar las diferentes opciones para las acciones correctivas y establecer puntos de control o diseñar e implementar los planes de remediación apropiados. Si los riesgos no son significativos, la situación puede necesitar de un monitoreo por un intervalo de tiempo para estar seguros de que la situación no empeora debido a circunstancias inesperadas.

Como resultado de la evaluación desarrollada se puede implementar alguna de las siguientes acciones correctivas:

− Controles institucionales (cambio de uso del suelo, cambio en los criterios de evaluación y remediación, entre otros)

− Atenuación natural (remediación intrínseca)

− Métodos de remediación

Más adelante se presenta algunas alternativas de remediación que pueden utilizarse durante las diferentes etapas de la evaluación.

5.5 Reporte de la evaluación

El reporte final de la evaluación ambiental debe extractar los resultados de cada una de las etapas expuestas anteriormente. Debe anexar los resultados más importantes de los análisis de laboratorio de las muestras de suelo y agua, y especificar claramente si existe o no-contaminación residual en la zona, y cual es el área afectada. Debe además especificar el tipo de monitoreo adelantado para verificar las condiciones ambientales de la zona señalando el grado de efectividad de las acciones correctivas implementadas.

PARAMETRO SUELO AGUA Benzeno 0.05 0.5 Clorobenzeno 0.1 0.1 Etilbenzeno 0.1 0.5 Tolueno 0.1 0.5 Xileno 0.1 0.5

Notas: Todos los valores tienen unidades de µg/g de peso seco al no ser que se especifique algo diferente Tabla No. 5.15 Criterios de evaluación

SUELO PARAMETRO Alabama California Georgia Hawaii Massachusetts Ohio

HTP 100 ppm SS No especificado 2000 mg/Kg. Ss/500-5000ug/g 105-600ppm

Benzeno No especificado SS 0.017-11.3 mg/kg. 0.05-1.7 mg/Kg. Ss/10-200ug/g 0.006-0.5 ppm

Etilbenzeno No especificado SS 18-140mg/kg 0.5mg/Kg Ss/80-2500ug/g 6-8ppm

Tolueno No especificado SS 115-500mg/Kg 16 ppm SS/90-2500ug/g 4-12 ppm

Xileno No especificado SS 700 mg/Kg. 23mg/Kg SS/500-2500ug/g 28-85 ppm (a)

AGUA PARAMETROS Alabama California Georgia Hawaii Massachusetts Ohio

HTP SS No especificado 100-50000 ug/l No especificado

Benzeno 5 ppb SS 5-71 ug/l 0.005-1.7mg/l 5-20000 ug/l 5 ppb

Etilbenzeno 700ppb SS Ss 0.14 mg/l 700-30000ug/l 700ppb

Tolueno 1000ppb SS Ss/1-200mg/l 1-2.1 ppm 1000-50000ug/l 12 ppm

Xileno 10ppm SS 10mg/l 10mg/l 6000-50000 ug/l 10 ppm

(b)

SS = Específico para el sitio

Tabla No. 5.16 Criterios de Remediación para (a)suelos (b) agua subterránea.





5.6 MEDIDAS DE REMEDIACIÓN

Por lo general las tareas de remediación incluyen remoción de vapores del entorno, recuperación de producto libre y limpieza de suelos y aguas. Las acciones de remediación deben estar dirigidas en primer lugar a remover todos los vapores que impliquen un riesgo alto de explosión para la estación y para edificaciones vecinas, seguidas de las tareas para la recuperación de producto libre, bien sea superficial o sobre aguas subterráneas o superficiales. Una vez se ha eliminado la mayor cantidad de vapores y producto libre se puede proceder con las tareas para la limpieza de suelos y aguas.

En los casos en que la recuperación de producto libre se puede y/o se debe llevar a acabo de forma inmediata, es decir antes de que se apruebe la alternativa de remediación a implementar, se debe llevar un registro de la cantidad y el tipo de combustible que se recupera. Toda esta información debe resumirse en un informe el cual debe presentarse como parte de la información básica a la autoridad ambiental competente para determinar la necesidad y el tipo de alternativa de remediación a seguir. Este reporte debe contener información tanto del producto libre recuperado, como de la disposición de los residuos generados durante las tareas de recuperación del mismo (ver elementos para el reporte de recuperación de combustible libre).

En la tabla No.5.17 se presenta una serie de alternativas de remediación que pueden utilizarse en una contingencia. El uso de alguna de ellas no implica la exclusión de las demás, por el contrario, en la mayoría de los casos, las acciones de remediación incluyen más de un mecanismo de limpieza y diferentes combinaciones pueden lograr los criterios de remediación establecidos para el sitio. La alternativa de remediación a implementar esta ligada a diferentes parámetros que van desde los técnico-ambientales hasta los económicos, por lo cual se debe realizar una evaluación de las alternativas más factibles a adelantar calificando el grado de cumplimiento de una lista básica de criterios para cada una de las alternativas. La Tabla No.5.18 presenta una lista de criterios para la evaluación y selección de alternativas de remediación.

Una vez seleccionada la alternativa, se debe elaborar un informe (ver elementos de un plan de remediación) en el cual se diseñe y describa todos los elementos, los resultados a alcanzar y los monitoreos que requiere la alternativa de remediación seleccionada. Este informe debe hacerse llegar a la autoridad ambiental competente quién, tras su estudio, determinará si la alternativa propuesta satisface los requerimientos establecidos para el sitio específico del problema de contaminación; una vez aprobado el plan de remediación, por la

autoridad ambiental competente, se deben iniciar las labores para la implementación de la propuesta aprobada de remediación.

Las tareas de limpieza deben realizarse para que después de implementadas, los suelos y las aguas subterráneas presenten concentraciones de contaminantes menores o iguales a los valores establecidos por los criterios de remediación.





Tabla No. 5.17 Técnicas de remediación ELEMENTO ACCION DESCRIPCION OBSERVACIONES VAPORES Remoción de

vapores En este sistema se aplica vacío al suelo a través de pozos de extracción con el fin de crear un gradiente de presiones que produce el flujo, a través del suelo, de los compuestos volátiles hacia el pozo de extracción. Posteriormente, si es necesario, se tratan los vapores para eliminar o recuperar los contaminantes.

Este sistema se aplica para eliminar vapores en zonas no saturadas (zona vadosa) Se utiliza para compuestos volátiles con constantes de Henry mayores a 0.01

Recuperación de combustible libre en pozos de monitoreo

Valdeo manual o mecánico del combustible libre que ha llegado al pozo de monitoreo o que se encuentra flotando sobre el agua subterránea que capta el pozo de monitoreo. La recuperación debe incluir el registro y la tabulación del total de combustible recuperado.

Por lo general la extracción de combustible libre también incluye la extracción de agua (subterránea o superficial), por lo que el método debe complementarse con un sistema de tratamiento para agua contaminada y con un sistema para el reciclaje, purificación o disposición del combustible recuperado.

Recuperación de combustible libre en zanjas de remediación

En este caso se construyen zanjas para la captación y recolección del producto libre que se encuentre en la zona o en el agua subterránea que ha sido afectada. Se debe determinar la distancia a la cual ha migrado el producto, y con base en este dato, se ubica la zanja de tal forma que quede aguas abajo de la pluma de contaminación. La pared de la zanja aguas abajo del flujo debe protegerse con geomembranas impermeables que impida el paso del combustible y/o del agua almacenada hacia zonas aledañas. Cuando las zanjas captan el agua subterránea deben dotarse con sistemas para la separación de los combustibles como pueden ser: desnatadores, sistemas de bombeo, o simplemente un recipiente que quede bajo el nivel del combustible pero sobre el nivel del agua de tal forma que el combustible se deposite en el recipiente y pueda extraerse sin problemas. Las zanjas de remediación no son recomendables cuando el nivel del agua subterránea es mayor a 5 metros.

Recuperación de combustible libre en Pozos

Consiste en la construcción o la utilización de pozos de bombeo al alrededor de la zona contaminada para extraer el combustible que se encuentra flotando sobre el nivel del agua subterránea. Para la construcción de los pozos se necesita conocer las características hidrogeológicas de la zona. Los pozos deben estar localizados de tal forma que el efecto del bombeo sea conducir el combustible hacia el pozo para su posterior remoción. La instalación del pozo y su bombeo crea un cono de depresión en el nivel del agua permitiendo que el producto libre se concentre en la zona del cono facilitando la remoción tanto del combustible como de la mezcla agua-combustible para su posterior tratamiento.

PRODUCTO LIBRE

Instalación de barreras en aguas superficiales

Consiste en la instalación de materiales sorbentes a lo largo de las corrientes o cuerpos de agua que han sido afectados. Este sistema incluye la inspección aguas abajo del sitio de la emergencia para determinar los riesgos para la salud y el medio ambiente ocasionados por la fuga. La barrera puede estar constituída por: sorbentes, cojinetes, cuerdas de nylon y/o canecas de remoción entre otros.





ELEMENTO ACCION DESCRIPCION OBSERVACIONES Excavación del suelo contaminado

Es uno de los métodos “in situ” más comunes para tratar suelos contaminados, en éste sistema simplemente se excava y se remueve los suelos que están contaminados con hidrocarburos. Después de la remoción éste debe tratarse, bien sea por bioremediación, incineración o lavado..

En caso de lavado el agua utilizada debe ser tratada, antes de su disposicón al alcantarillado..

Excavación y tratamiento del suelo

Consiste en la excavación, remoción y traslado del suelo afectado a sitios especiales donde se realiza un tratamiento para remover hidrocarburos. El tratamiento puede ser por incineración o por bioremediación.

Bioremediación Es una técnica basada en la degradación, por parte de microorganismos, de los compuestos orgánicos. La degradación la lleva a cabo los microorganismos que se encuentran en el subsuelo, los cuales consumen los hidrocarburos para su sostenimiento. La bioremediación requiere de períodos largos para limpiar los hidrocarburos de la zona afectada, especialmente si las concentraciones de combustibles son altas. Puede realizarse in situ o llevando el suelo a otros lugares para el tratamiento. Puede ser:

Se requiere de estudios pilotos que determinen entre otros: las características del suelo, la profundidad y extensión areal de la contaminación, la concentración del contaminante, la presencia de sustancias que pueden ser tóxicas para los microorganismos, y la habilidad de los microorganismos para degradar los contaminantes.

• Pasiva Esta degradación es un proceso natural basado en procesos de disolución, volatilización, y reacciones químicas entre los combustibles y el material del suelo.

Puede utilizarse en zonas con bajas concentraciones de contaminantes.

• In Situ Corresponde a la estimulación de la biodegradación pasiva por medio de la aplicación de soluciones acuosas con nutrientes y/o oxígeno al suelo. La estimulación puede hacerse también con la aclimatación de microorganismos especiales en la zona.

Su eficiencia depende de la concentración, la profundidad y la extensión de la nube contaminante.

• Bio-Ventilación

En esta tecnología se estimula la biodegradación natural suministrando oxígeno a los microorganismos en cantidades mínimas para garantizar un sostenimiento microbial. El oxígeno se suministra por inyección directa a través de pozos.

SUELOS

Separación de vapores

Este mecanismo consiste en inyectar vapor a través de pozos para vaporizar los contaminantes volátiles y semivolátiles. Una vez vaporizados los contaminantes se desplazan hacia la zona no saturada en donde pueden removerse y tratarse.

Debe ir acompañado de sistemas para extracción de vapores de la zona no saturada.





ELEMENTO ACCION DESCRIPCION OBSERVACIONES Bioremediación in situ

Está basada en procesos naturales de biodegradación, volatilización, dilusión, adsorpción y reacciones químicas entre los contaminantes y el agua. La aplicación de la técnica depende de las condiciones naturales del medio (suelo y agua) como son el PH, la temperatura, la actividad microbial, los agentes oxidantes y reductores presentes en el medio, y de algunos parámetros de los contaminantes. La eficiencia de la remoción de hidrocarburos depende de las tasas de degradación de los contaminantes, del clima y las características del suelo .

La desventaja mas notoria de esta técnica es que requiere de tiempos largos (años) para alcanzar un grado de remediación aceptable. Se debe evaluar antes del desarrollo de la remediación algunos parámetros de los contaminantes como son la solubilidad de los contaminantes en el agua, los coeficientes de sorpción del suelo, la reactividad química y biodegradabilidad.

Aumento de oxígeno con Peróxido de Hidrógeno

Una solución de Peróxido de Hidrógeno se hace circular a través del agua subterránea afectada con el fin de aumentar el contenido de oxígeno en el agua y estimular así la degradación aeróbica de los compuestos orgánicos.

Aumento de oxígeno con inyección de aire

Se inyecta aire a presión bajo el nivel freático con el fin de aumentar la concentración de oxígeno en el agua subterránea y aumentar la biodegradación de los hidrocarburos mediante actividad microbial. La inyección directa de aire aumenta los procesos de mezcla en la zona saturada lo cual aumenta el contacto entre el agua subterránea y el suelo

Debe usarse en compañía de métodos para recobrar combustible libre. Su efectividad puede verse reducida por la presencia de cambios de permeabilidad en el subsuelo.

Barreras impermeables

Consiste de una barrera (zanja) vertical excavada y cubierta con un material impermeable (mezcla de bentonita y agua) que impide el flujo del agua subterránea. Sólo sirve para detener la migración de la pluma de combustible.

Requiere de métodos adicionales para recobrar el producto libre y tratar las aguas.

Paredes de Tratamiento pasivo

En este caso se instala la pared de tratamiento en la dirección del flujo de contaminante para que los combustibles pasen a través de ella y se degraden gracias a un mecanismo de catálisis. Es un tratamiento químico.

Inyección de aire Se inyecta aire a la zona saturada creando un rociador de aire subterráneo que remueve los contaminantes a través de volatilización. En esta metodología las burbujas de aire conducen los contaminantes a un sistema para la extracción de vapores.

Puede usarse para eliminar compuestos orgánicos de zonas de suelo saturados y aguas subterráneas afectadas.

AGUA SUBTERRANEA

Bombeo y tratamiento

Implica la construcción de estructuras para captar el agua (subterránea o superficial) y para tratarla posteriormente. La extracción puede hacerse por medio de pozos, drenajes, o sistemas de recolección. El tratamiento del agua extraída puede hacerse por medio de tratamientos biológicos y químicos, aireación o absorción de carbón.

Reactores biológicos

El agua recolectada entra en contacto con microorganismos que degradan aeróbicamente los hidrocarburos. Los microorganismos dentro del reactor pueden estar en forma suspendida o fijos a una matriz de soporte a través de la cual pasa el agua contaminada.

Carbono Activo En este sistema se bombea el agua contaminada hacia una serie de compartimentos que contienen carbono activo para que los contaminantes se absorban en él. El sistema requiere del reemplazo del carbono activo una vez este alcance altas concentraciones de contaminantes.

AGUAS

SUPERFICIALES

Aireación La aireación consiste en aumentar la superficie del agua contaminado que está expuesta al aire.

Tabla No. 5.17 Técnicas de remediación





Para la remediación de un sitio específico se puede emplear algunas o una combinación de las técnicas que se presentan en la Tabla No. 5.17. La selección de la técnica o técnicas a usar dependerá del grado de contaminación, de los estándares de limpieza a cumplir, del tiempo que requiere la técnica para cumplir con los criterios de remediación , de las limitaciones de sitio y del costo en sí de esta. En el momento de llevar a cabo una remediación se cuenta con una serie de alternativas que deben analizarse para lograr eliminar o minimizar los impactos causados al medio con el menor costo posible cumpliendo obviamente, con los criterios de remediación establecidos. Las alternativas, deben evaluarse para determinar la mejor opción, en la tabla No. 5.18 se presentan algunos de los criterios que se beben analizar a la hora de escoger la alternativa de remediación a emplear.

En esta tabla, se presentan tres columnas de alternativas de remediación (opción1, opción2 y opción3), por ejemplo, si se tienen las opción de realizar biormediación pasiva , in situ o una extracción del suelo, cada una de ellas corresponde a una opción a analizar. En cada una de las columnas se debe señalar si la alternativa satisface o no con el criterio planteado en la primera columna de la tabla. Se puede asignar un puntaje de calificación dependiendo del grado en que satisface o no el criterio establecido. De existir más alternativas se pueden agregar columnas adicionales para estudiar cada una de las opciones, al final de la evaluación la alternativa que cumpla con un mayor número de criterios y/o presente la mayor calificación será la alternativa a aplicar en el sitio. Es de señalar que los criterios que se presentan son básicos y que deben complementarse con criterios apropiadas y específicos para el sitio a remediar y las técnicas a evaluar.

EVALUACION DE ACCIONES DE REMEDIACION A DESARROLLAR

Nombre de la estación:

Compañía Operadora

Compañía contratista de remediación: Acciones: Fecha D M A

CRITERIO OPCION 1 OPCION 2 OPCION 3 OBSERVACIONES Efectividad a largo plazo Factibilidad de implementación Frecuencia de mantenimiento y de fallas Producción de residuos Tiempo para completar la remediación Uso de sistemas complementarios Costo Global Aceptabilidad pública y gubernamental Vo. Bo. Supervisor ambiental

CALIFICACION

Tabla No. 5.18 Evaluación de acciones de remediación

Una vez seleccionada la alternativa a ejecutar se debe desarrollar el diseño de la misma, reportando la alternativa escogida a la autoridad ambiental competente quien podrá aprobar la alternativa de remediación planteada o determinará cambios en la propuesta, dependiendo de los criterios de remediación establecidos y los tiempos en que se alcancen estos criterios.

El reporte de la alternativa de remediación a la autoridad competente debe incluir varios aspectos que permitan determinar las ventajas, y efectos de su aplicación. El reporte puede realizarse siguiendo los puntos básicos que se señalan a continuación (Elementos de un plan de remediación).





ELEMENTOS PARA EL REPORTE DE RECUPERACIÓN DE COMBUSTIBLE LIBRE

El reporte de recuperación de combustible libre debe contener y desarrollar los siguientes temas:

I. PORTADA

1. Nombre de la estación

2. Dirección de la estación

3. Reporte de fuga No.:

4. Fecha

II. AUTORES

1. Nombre, dirección, teléfono y número de fax de la persona que prepara el informe

2. Información de certificación profesional (si aplica)

3. Nombre, dirección, teléfono y número de fax del dueño u operador de la estación

III. CARACTERIZACION DEL COMBUSTIBLE LIBRE

1. En piezómetros

− Cantidad

− Tipo

− Espesor de la lámina de combustible s

2. En Pozos

− Cantidad

− Tipo

− Espesor de la lámina de combustible

3. En excavaciones

− Cantidad

− Tipo


4. Otros

− Cantidad

− Tipo


IV. METODOS PARA RECUPERAR EL COMBUSTIBLE LIBRE

1. Tipo y descripción del sistema

2. Como funcionan estos métodospara prevenir la migración del combustible

3. Cantidad de combustible recuperado

4. Disposición del combustible recuperado

V. DISPOSICION DE OTROS RESIDUOS GENERADOS DURANTE LAS TAREAS DE RECUPERACION DE COMBUSTIBLE LIBRE

1. Clase de residuos

2. Cantidad

3. Concentración de contaminantes en residuos líquidos

4. Descripción del método usado para tratar y disponer estos residuos

VI. DATOS DE RECUPERACION DE COMBUSTIBLE LIBRE

1. Tabla de cantidades recuperadas

2. Gráfica indicando la recuperación acumulada como función del tiempo

3. Cantidad de combustible recuperado

4. Disposición del combustible recuperado

ELEMENTOS DE UN PLAN DE REMEDIACION

Un plan de remediación debe incluir y desarrollar lo siguiente.





I. PORTADA

1. Nombre de la estación

2. Dirección de la estación

3. Reporte de fuga No.:

4. Fecha

II. AUTORES

1. Nombre, dirección, teléfono y número de fax de la persona que prepara el informe

2. Información de certificación profesional (si aplica)

3. Nombre, dirección, teléfono y número de fax del dueño u operador del tanque

III. DESCRIPCION DEL PROBLEMA DE CONTAMINACIÓN (Muy Breve)

1. Relacionar el número de reporte de fuga correspondiente

2. Que tipo de combustible ocasionó el problema

3. Cuanto tiempo transcurrió entre el problema y la detección del mismo.

4. Describir el tipo de medidas de emergencia que se ejecutaron (si aplica)

IV. DESCRIPCION DE LAS ACCIONES DE REMEDIACION PROPUESTAS

1. Descripción

2. Planos

3. Diseños y Cálculos

4. Mapa que muestre la localización de las acciones de remediación a desarrollar y los principales elementos del sistema (por ejemplo los pozos de monitoreo y recuperación, los puntos de descarga etc.)

5. Descripción del horario de operación planteado

6. Descripción del material contaminado generado por el plan de remediación propuesto (métodos propuesto para tratar/disponer el material, si aplica).

7. Tiempo estimado y cronograma de actividades para alcanzar los niveles de remediación propuestos

8. Tareas propuestas para la notificación a los afectadas por la fuga o por el plan de remediación.

9. Permisos o licencias requeridas para adelantar el plan.

V. LIMITES DE LA REMEDIACION

1. Lista de Concentraciones límites ( criterios de remediación) para todas las etapas de la contaminación

− Producto libre

− Producto disuelto

− Vapores

− Residuos en suelos

− Residuos en aguas

2. Justificación para cada límite

V. MONITOREO DURANTE LA OPERACIÓN Y POSTERIOR A LA OPERACIÓN DE LOS SISTEMAS DE REMEDIACIÓN

1. Parámetros

2. Frecuencias

3. Localización

4. Métodos

VII. CRONOGRAMA PARA EL REPORTE

1. Reportes de Emergencia

2. Reportes de recuperación de combustibles libres

3. Monitoreos periódicos

4. Reportes Anuales (si aplica)

XI. COSTOS DEL PROYECTO

Versión No. 1 29/09/09 ANEXO IV

EST Página 152

Documents

Versión No. 1 Página 96documentacion.ideam.gov.co/openbiblio/bvirtual/005125/ESTACION3.pdf · utilizada en la prueba de estanqueidad ... los sistemas de almacenamiento y para los